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发布：2026-05-30 · 事件：2026-05-30 08:15:20

点击关注，加星标，获取最新最全风能资讯。 秦海岩新春茶话会演讲 变局之下，寻找不变的支点 秦海岩 中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长 在每年的新春茶话会上，我们都会总结过去一年的发展成绩，系统梳理所面临的问题和挑战，共同探讨下一步发展路径。今年的演讲分为两个篇章，分别为“保持战略定力，在不确定性中寻找确定性”； “2.0 时代，寻找新的增长极” 。 1 引子 2025 年，我国风电产业处于机遇与挑战并存、不确定性风险增加的时期。

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点击关注，加星标，获取最新最全风能资讯。 秦海岩新春茶话会演讲 变局之下，寻找不变的支点 秦海岩  中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长 在每年的新春茶话会上，我们都会总结过去一年的发展成绩，系统梳理所面临的问题和挑战，共同探讨下一步发展路径。今年的演讲分为两个篇章，分别为“保持战略定力，在不确定性中寻找确定性”； “2.0 时代，寻找新的增长极” 。 1 引子 2025 年，我国风电产业处于机遇与挑战并存、不确定性风险增加的时期。 在2025年北京国际风能大会暨展览会（CWP 2025）上，风电行业发布了《风能北京宣言2.0》，提出“十五五”期间我国风电年新增装机不低于1.2亿千瓦，到2030年累计装机达13亿千瓦、2035年不少于20亿千瓦、2060年达50亿千瓦的目标。 与2020年发布《风能北京宣言》确定年均新增装机5000万千瓦目标的情形不同，业界都认为，《风能北京宣言2.0》提出的1.2亿千瓦目标是合理可实现的，这说明大家对未来满怀信心，充满了期待。 然而，在对长期发展看好的同时，业内对眼下新的变化也存在很多疑虑和担忧。 其中，对产业发展影响最大的当属 “136 号文 ” 。 该政策印发后，新能源上网电量全部进入电力市场，电力现货市场迅速在全国推开，零电价和负电价时长不断增加，蒙西甚至达到极其夸张的 2243 小时。 大家最大的担心是，电价没有了保障，风电项目是否可盈利？ 投资者变得更为谨慎，而且从“报量报价”的过渡到量价都不确定的情况下，原有投资决策模型、方法都不适用了，那如何做投资决策呢？ 项目怎么开发，还能不能开发？ 与此同时，弃风情况开始再度加剧。 随着新能源装机容量增长，特高压送出工程严重滞后于风光电站项目建设，已建成通道的输电能力未得到充分发挥，“三北”地区的弃风开始抬头。根据国家发布的各省份弃风比例，“三北”地区的风电利用率近三年持续下降。 调研数据显示，2024年，青海、甘肃、广西、冀北的限电水平超过20%，新疆、陕西、云南超过15%，湖北、四川、内蒙古超过10%。 在这种情况下，面对电价和电量的双重不确定性，大家对未来西部地区风电的发展产生了疑虑。 各种负面消息频频登上媒体。 国际上，美国总统特朗普恶意诋毁中国风电产业，毫无根据地宣称“中国制造那么多风电机组，自己根本不用，专挑愚蠢的国家卖出去”，并叫停了本国海上风电项目开发，开了十分不好的头。 当然，特朗普的做法不会影响全球能源转型与风电产业发展的大趋势，大家更不会对把他的话当真。 欧洲风电发展存在的问题被媒体大肆报道。 目前，欧洲风电行业面临诸多问题，产业链供应链短缺、成本上升等因素，导致欧洲部分海上风电项目建设延期，企业生产经营出现困难。 一些欧洲国家通过设置贸易壁垒阻止中国风电设备进入本国市场，企图以此在产业链供应链关键环节争夺主导权，阻碍了国际风电合作。 近两年，媒体大量报道风电设备质量问题和事故，引发广泛关注。 不论是整机制造企业还是开发商，都对此忧心忡忡，一旦出现批量质量问题和事故，后果不堪设想。很多领导说，晚上因此都睡不着觉。 2025年，国家主管部门密集出台产业政策，与新能源相关的国家政策文件多达42条，涉及新能源全电量入市、绿电直连、零碳园区、集成融合发展等方面。 这些政策令人眼花缭乱，很多条文让人不知所云，相关解读也是让人越看越糊涂。 但无论如何，政策依然是我们决策的依据、行动的方向，需要我们去仔细研读和认真学习，从中找到破局之路。 在这个纷繁复杂的世界中，面对这些不确定性，如何在不确定性中找到确定性因素？ 解决困惑才能保持战略定力，为个人职业规划和企业战略决策提供支撑。 在信息爆炸的时代，我们缺的不是更多声音，而是有重量的看见。 2 实现 50 亿千瓦风电装机，资源在哪儿？ 《风能北京宣言2.0》提出了到2060年实现50亿千瓦风电装机的目标。那么，我们要问，资源在哪儿？ 为摸清资源“家底”，国家气候中心的王阳、自然资源部的张涛、国家电投集团的孙锐、金风科技的高梓淇组成团队，对我国风能资源展开了详查与评估。 具体评估方法是，基于收集到的宏观指标数据进行区域筛选，剔除限制因子。限制性因子主要包括技术性限制因子、政策性限制因子、经济性限制因子等。其中，离岸距离、水深等属于技术性限制因子，自然保护区、海域规划等属于政策性限制因子，年平均风速、极端风速等属于经济性限制因子。 这是全国1km分辨率风速数据库。它是第四次全国风能资源详查与评价的主要研究成果，基于中国气象局自主研发的风能资源数值模拟评估系统制作。数据库构建的基本思路是，在大气边界层动力学和热力学基础上，考虑到近地层风速分布是天气系统与局地地形作用的结果，风速分布的变化是由天气系统运动与变化引起的，大气边界层存在着明显的日变化，日最大混合层厚度与天气系统的性质有关。因此，依据不受局地地形摩擦影响高度上（850hPa或700hPa）的风向、风速和每日最大混合层高度，将评估区历史上出现过的天气进行分类，再从各天气类型中随机抽取5%的样本作为风能资源数值模拟的典型日，之后分别对每个典型日进行数值模拟，并逐时输出，最后根据各类天气型出现的频率，统计分析得到风能资源的气候平均分布。 这是全国土地利用类型空间分布、全国高程空间分布和全国坡度空间分布情况。在对陆上技术性限制因子进行评估时，所用的土地利用数据来源于2022年全国国土调查土地分类数据。土地利用类型分为13类，包括湿地、耕地、园地、林地、草地、商业服务业用地、工矿用地、住宅用地、公共管理与公共服务用地、特殊用地、交通运输用地、水利域及水利设施用地、其他土地。 地形数据来源于SRTM，它由美国太空总署（NASA）和国防部国家测绘局（NIMA）联合测量得到。基于数字高程模型（DEM），可以计算高程、坡度等数据。 这是全国村庄边界500m缓冲区范围和全国“三区三线”范围。在评估陆上政策性限制因子时，所用的村庄边界数据来源于自然资源部国土卫星遥感应用中心农村建筑边界。本项目基于该数据图层做500m缓冲区。 “三区三线”数据来源于自然资源部国土卫星遥感应用中心，即城镇开发边界、永久基本农田、生态保护红线三条控制线。城镇开发边界是指在一定时期内因城镇发展需要，可以集中进行城镇开发建设，重点完善城镇功能的区域边界，涉及城市、建制镇和各类开发区等。永久基本农田是指按照一定时期人口和经济社会发展对农产品的需求，依据国土空间规划确定的不能擅自占用或改变用途的耕地。生态保护红线是指在生态空间范围内具有特殊重要生态功能，必须强制性严格保护的陆域、水域、海域等区域。 在评估陆上经济性限制因子时，为简化计算，风电机组排布方案统一按照3D×10D原则（D为风轮直径）。风电机组型号参考金风科技提供的不同省份的主流机型，以河南为例，主流机型为GWH 221/6.25MW。 根据各省份当前建设条件，考虑单位千瓦造价水平、资本金内部收益率大于6.5%、各省份电价水平等边界条件，反算各省份可开发的风速阈值。 这是陆上评估因子阈值和利用系数。 在评估陆上已建风电场占地时，遥感影像数据来源于自然资源部国土卫星遥感应用中心，主要用于2024年风电提取。其包括2m和亚米分辨率影像数据。2m分辨率卫星包括资源一号02C、资源三号01星、高分一号、资源三号02星、2米/8米光学卫星星座、资源三号03星等，亚米级分辨率卫星包括高分多模卫星、高分七号、高分二号等。 经过评估，在当前技术水平下，我国陆上150m高度风能资源技术经济可开发潜力约59亿千瓦。我国陆上风能资源的可开发潜力呈现出明显的“西北大、东南小”的区域分布特征，西北地区具备较大的风电开发潜力，而中东南部地区受土地利用政策等约束，风电开发潜力相对较小。 这是海上技术性限制性因子，涵盖水深和离岸距离。 这是海上政策性限制性因子，涉及主要航道和海域规划。 这是海上评估因子阈值和利用系数。按照“单三十”政策要求，离岸30km或水深30m以上的海域可以进行开发，选取离岸距离为30~200km，近海为水深30~50m，深远海水深50~100m，主要航道为大于1海里；海上石油钻井平台大于2km等因子。 经过评估，我国离岸距离30~200km、150m高度海上风能资源技术可开发总量约21亿千瓦，其中，深远海占54%（约11亿千瓦）。 综合来看，在当前技术水平下，我国150m高度风能资源技术经济可开发潜力约80亿千瓦。截至2025年11月，我国风电累计并网容量为6.4亿千瓦，仅占技术经济可开发总量的7.5%，未来开发潜力巨大。 在技术进步的带动下，我国陆上200m高度风能资源技术经济可开发潜力将提升到70亿千瓦，海上200m高度+离岸300km内风能资源技术经济可开发潜力将增至31亿千瓦，合计101亿千瓦。 因此，无论是在当前技术水平下，还是在技术进步的情景下，我国风能资源技术经济可开发量都完全足以支撑到 2060 年实现 50 亿千瓦装机目标。 分区域来看， 中东南部地区 的风能资源能否支持持续开发？机位点为什么这么难找？ 首先需要弄清楚，中东南部地区的风能资源到底有多少？已经开发了多少？还有多大潜力？ 这是中东南部地区各省份的陆上风能资源技术经济开发总量，以及目前的实际开发情况。截至 2025 年 11 月底，中东南部地区风电并网容量占陆上风能资源技术经济可开发总量的 12.2% 。 由于在 1km 分辨率下，对很多限制因子的评估不够精确，我们又请王阳等人对河南省风能资源技术经济可开发量做了 25m 分辨率的评估。这个工作量非常大，需要进行大量计算。 这是河南省土地利用类型（二级类）筛选结果。 评估时，基于土地利用二级分类，筛选可用于风电建设的土地利用类型。在利用系数中， 1 为可利用， 0 为不可利用。 这是河南省高程分布情况。评估时，高程数据来源于SRTM（Shuttle Radar Topography Mission）数据，空间分辨率30米；以5200m为阈值，筛选可用于风电建设的区域。海拔高于此阈值的区域利用系数为0，低于此阈值的区域利用系数为1。河南省的最高海拔为2414m，全省区域利用系数为1。 这是河南省坡度筛选结果。评估时，利用SRTM（Shuttle Radar Topography Mission）数据计算得到，空间分辨率30米。以6°为阈值，筛选可用于风电建设的区域。坡度大于此阈值的区域利用系数为0，小于此阈值的区域利用系数为1。 这是河南省“三区三线”范围。来源于自然资源部，即城镇开发边界、永久基本农田、生态保护红线三条控制线划定成果。城镇开发边界是指在一定时期内因城镇发展需要，可以集中进行城镇开发建设，重点完善城镇功能的区域边界，涉及城市、建制镇和各类开发区等。永久基本农田是指按照一定时期人口和经济社会发展对农产品的需求，依据国土空间规划确定的不能擅自占用或改变用途的耕地。生态保护红线是指在生态空间范围内具有特殊重要生态功能，必须强制性严格保护的陆域、水域、海域等区域。评估时，“三区三线”范围内区域利用系数为0，其他区域利用系数为1。 这是河南省村庄边界500m缓冲区范围。评估时，缓冲区范围来源于利用2米级高分卫星遥感影像提取的农村建筑集中建设区域边界数据。基于村庄边界数据做500m缓冲区，村庄边界500m缓冲区范围内利用系数为0，其他区域利用系数为1。 这是河南省已建道路分布情况。评估时，根据《风电场工程微观选址技术规范》（NB/T 10103-2025），风力发电机距离铁路、高速公路不小于1.5倍倒塔距离（本项目为406m）；距离省级及以上道路不小于1倍倒塔距离（本项目为270m）；根据工程经验，其他等级道路也需要规避30m以外距离。 这是河南省已建电网分布情况。评估时，根据《风电场工程微观选址技术规范》（NB/T 10103-2025）,风力发电机距离220kV及以上架空输电线路不小于1.5倍倒塔距离（本项目为406m），需要距离35kV以上架空输电线路不小于1倍倒塔距离（本项目为270m）。 这是河南省机场缓冲区范围。评估时，净空数据来源于自然资源部国土卫星遥感应用中心机场跑道数据。基于机场跑道数据做缓冲区，跑道方向做20km缓冲区，垂直跑道方向做10km缓冲区。缓冲区范围内利用系数为0，其他区域利用系数为1。 这是河南省风速筛查结果。评估时，以100m高度4.7m/s(160m高度可达5.2~5.5m/s)为阈值，筛选可用于风电建设的区域。风速高于此阈值的区域利用系数为1，低于此阈值的区域利用系数为0。 对比兰考县的1km与25m分辨率风电潜力空间分布可以发现，绿色圈代表采用更明确的土地利用数据后，土地识别的区域变多了；红色圈代表采用25m的分辨率后，识别的可利用土地更多了。 按照1km分辨率评估，河南省风能资源技术经济可开发量为3793万千瓦。按照25m分辨率评估，河南省风能资源技术经济可开发量达到6278万千瓦，较1km分辨率提高了66%。 这是中东南部地区各省份的本地风光发电量及其占比。从中可以看出，中东南部地区的这一比例整体仅为12.4%。大部分省份都不到20%，占比普遍较低。 德国单位国土面积风电装机容量远大于中国中东南部。德国最高的州达到583kW/km2，排名前八的州均超过200kW/km2，全国为平均为183kW/km2。在中国中东南部各省份中，只有河南和江苏超过100kW/km2；河南最高，仅为154kW/km2。我们跟德国比，还有很大差距，开发潜力很大。 在中东南部地区开发风电为什么这么难？我们经过调研后发现，这主要是由以下几方面原因造成的： 一是永久基本农田不能占用。按照现行政策，一般风电建设项目无法利用永久基本农田。2025年10月1日，《永久基本农田保护红线管理办法》颁布后，管理变得更加严格。永久基本农田一经划定，任何单位和个人不得擅自占用或者擅自改变用途;党中央、国务院明确支持的重大建设项目等确实难以避让永久基本农田保护红线的，应当坚持节约集约原则，依法由国务院批准，办理农用地转用审批手续。 二是建设用地指标获取难。一方面，用地审批流程复杂。风电项目涉及永久用地（如升压站、道路）和临时用地（如吊装平台、施工道路）。两类用地的审批权限、程序、标准不同，涉及自然资源、林草、生态环境、能源、水利、军事等多个部门，协调难度大，周期长。另一方面，指标管理严格。我国实行严格的建设用地指标总量控制，地方年度新增建设用地指标有限，建设用地指标按照项目所在地省级政府的规定办理，需要由市、县一级协调；由于市、县一级每年分配的建设用地指标有限，导致所辖区域内的风电项目获取建设用地指标困难，无法满足风电项目开发需求。 三是国土空间规划对新能源用地优先级不高，保障性不够，弹性预留不足。首先，在地方国土空间规划编制中，土地用途的优先顺序往往是：耕地和永久基本农田保护>城镇发展和工业项目>基础设施与民生项目>生态保护>新能源。风电等新能源项目常常被视为“可选项”而非“必保项”，在空间资源配置上处于相对边缘地位。其次，国家和省级新能源发展规划中划定的重点开发区域，在落地到市县一级国土空间规划时，往往未转化为具有明确坐标、边界和管控要求的规划图。新能源用地空间仅仅停留在“概念区”或“方向性引导”，缺乏刚性的法定图则保障。此外，国土空间规划编制周期长，而新能源技术迭代快、开发节奏快。规划一经批准，调整难度大、程序复杂，无法灵活适应风机大型化、项目布局优化等新变化，导致符合规划的地块可能技术已落后，而技术最优地块却不符合规划，对新能源这类快速发展、空间需求特殊的行业，主动服务和前瞻性预留不足。 四是对发展新能源的战略意义认识不到位，政治站位不高。部分地方政府的领导对风电认知不足，对风电的认知尚未完全从“能源项目”转向“复合型土地利用项目”未能充分认识到其在碳减排、乡村振兴、能源安全中的战略价值，导致其在土地资源配置中优先级不够。甚至存有偏见，凭个人好恶随意叫停风电开发，不与中央精神保持一致，也让当地丧失了发展的大好机遇。 要解决这些问题，我们需要从根本上清楚一个事实：风电是当前最节地的发电技术。 按照最新标准，采用圆锥塔筒的 10MW 机组，征地面积是 730m 2 ，露出地面的承台部分占实际上可以少于 100m 2 。各种新的节地技术也在不断涌现，比如采用桁架式塔架基础，该结构底部采用 4 个小型基础，征地面积为 60m 2 ，单个基础露出地面积不足 1.5m 2 ，实际占地面积只有 6m 2 。而且塔架下面空间非常宽阔，不影响耕种，如果与灌溉渠、水泵房等场景结合，就几乎不占用任何土地。 一个百万千瓦的大型现代化煤电厂，包括所有设施的占地面积通常有  1000 亩左右。按照单位兆瓦占地面积来对比，风电机组的征地面积仅是煤电厂的十分之一，按照基础承台露出地面的实际用地面积计算，只有煤电厂的百分之一。 按照《风能北京宣言2.0》设定的目标，2026—2030年中东南部地区新增陆上风电装机2亿千瓦，如果采用圆锥塔筒，按照采用10MW风电机组、每台机组占地730m 2 计算，需要征地2.2万亩，不到中东南地区国土面积的百万分之五，露出地面的承台部分不足3000亩，只相当于3个百万千瓦煤电厂的占地面积。如果采用桁架式塔架，这些风电装机需要征地约7000亩，露出地面的承台部分总计占地仅约1000亩。 如果到2060年我国风电累计装机规模实现50亿千瓦目标，总占地约为55万亩，不到我国国土面积的十万分之四，露出地面的承台部分占地不足7.5万亩。 在农田上安装风电机组不会影响耕作和农作物产量。 风电机组排布需要考虑尾流影响，一般按照间距4倍和行距6倍风轮直径的距离进行间隔布置。未来，10MW机组有望成为主流机型，其风轮直径达230m，换算成风电装机密度，约为2000亩地范围内安装1台机组，占地仅为700甚至100㎡，相当于一个乒乓球放在一张标准乒乓球桌上，这种排布密度对农作物产量的影响微乎其微。 通过政策创新与技术赋能，让永久基本农田在坚守粮食生产功能的同时，成为新能源发展的重要空间载体，真正实现粮食安全与能源安全双丰收，为经济社会绿色转型提供坚实支撑。 对永久基本农田风电开发政策进行优化调整： 在严守永久基本农田红线、确保粮食产量不降低的前提下，允许在地形条件适宜的区域，适度布局风电项目。 制定专项技术标准与审批流程，明确风电机组基础占地控制指标、耕作层保护要求、生态影响评估标准等，经主管部门审核后实施。 强化全过程监管，将风电项目占用永久基本农田的土壤保护、复垦质量、作物产量保障等纳入常态化监测，对违规操作实行严格追责。 通过政策创新与技术赋能，让永久基本农田在坚守粮食生产功能的同时，成为新能源发展的重要空间载体，真正实现粮食安全与能源安全的“双丰收”，为经济社会绿色转型提供坚实支撑。 保障风电建设用地指标，建议： 将风电项目纳入国家、省级重大清单，明确用地保障优先。 专项配置风电目建设用地指标，或对纳入清单的风电项目实行用地指标单列，不受地市常规指标额度限制；将基地型风电项目纳入国家重点项目，其他项目由各省统一打捆列为省级重点项目，统一配置建设用地指标，不占用市、县统筹指标； 简化风电项目土地性质变更审批流程，建立跨部门协同机制，提高用地审批效率。 发展风电已成为推进能源转型的核心内容和应对气候变化的重要途径，也是我国推进能源生产和消费革命、推动能源转型的重要措施。并且风电的开发建设在减少化石能源的消耗，减少环境污染的来源的同时，可以保证和促进当地财政收入的稳步增长。通过规划不仅可以为合理有序开发地区风能资源，为区域能源建设提供项目决策依据，而且可以为风电的开发与地区的经济、社会、环境和电网发展相协调奠定科学基础，促进风电产业的健康、快速、持续发展，是解决其面临的土地资源紧缺、开发建设协调难度大等难题的重要举措。因此，为了推进风电的开发建设，必须规划先行。 加强新能源国土空间利用规划，建议： 强化顶层设计。将新能源空间布局纳入各级国土空间总体规划，明确发展目标与空间格局，与能源发展规划深度衔接。 细化空间落实。在市县国土空间详细规划中，刚性预留新能源项目用地用海空间；对于前期暂时无法确定具体位置的风电项目，采用“规划留白”的形式，对未来开发用地规模做好预留。 完善专项支撑。编制风电等新能源专项规划，建立与国土空间规划的动态衔接机制，优化选址布局、简化审批流程。 健全保障机制。加强自然资源、能源、农业农村等部门协同，完善用地用海、林草、环保等配套政策，强化规划实施监管。 有一句话讲得特别好：人生也好，事业也罢，其实都能够心想事成，关键在于这份心念是否够强烈。如果只是心怀愿望却不够强烈，那它必定无法实现。 “三北”风能资源丰富地区需要解决的关键问题是，如何在大规模开发的同时实现高质量消纳？ “三北”风能资源丰富地区的新能源占比大，外送电量多，近两年弃风弃光率逐年增加。在2024年“三北”地区7个省份的全社会用电量中，本地新能源发电量占20%~30%，但新能源在外送电量的占比也达到30%左右，这说明本地的新能源消纳能力不足，新能源消纳需要依靠外送。此外，前面已经说过，这些省份的弃风率在逐年增长。 特高压外送线路并非新能源消纳的最优路径，这是因为它面临四个难题。 首先，其造价攀升，经济性下降。±800kV直流特高压线路每公里的造价超过2000万元（2023年测算数据），按目前特高压线路长度估算，整体造价在200亿~400亿元，资金压力巨大。从实际数据来看，祁韶直流长度为2383km，造价为237亿元。2025年，全球铜、铝等原材料价格持续走高，铜价全年上涨43%，铝价全年上涨17%（伦敦交易所数据），特高压线路建设成本进一步攀升。 其次，输电走廊资源紧缺。西北通道多穿越沙漠、戈壁、生态敏感区，选址与环保审批严格，协调难度大。现有输电走廊已经饱和，新增通道需要避让已有线路、公路、铁路等，路由选择空间受限。 再次，会削弱送受两端调度灵活性。对于送电端，特高压输送新能源电力需要搭配一定比例火电，挤占本地调峰能力。对于受电端，大量负荷被外来电力绑定，本地调峰、调频压力骤升。 最后，未来可能会失去电价优势。特高压输电电价相对固定，如果受电端本地新能源电价下降，特高压输电可能会丧失电价竞争力。 新疆、内蒙古等地的风能资源丰富且开发潜力巨大。新疆的风能资源开发比例只有2%，内蒙古、甘肃等地仅约10%。 “三北”风能资源丰富地区风电度电成本低。内蒙古、新疆、甘肃、青海、宁夏的风电度电成本已低于0.19元/kWh，黑龙江、吉林等省份可达到0.20~0.22元/kWh。在技术进步的带动下，到“十五五”末这些地区的风电度电成本可以降到0.1元/kWh左右。 碳排放已成为企业经营发展必须考量的要素，碳约束时代来临。2025年7月，《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》提出，重点用能行业绿色电力消费比例完成情况核算以绿证为主，2025年各省（自治区、直辖市）对电解铝行业绿色电力消费比例完成情况进行考核，对钢铁、水泥、多晶硅和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例完成情况只监测不考核。 2025年8月，中共中央办公厅、国务院办公厅联合印发《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》，提出到2027年对碳排放总量相对稳定的行业优先实施配额总量控制，到2030年基本建成以配额总量控制为基础、免费和有偿分配相结合的全国碳排放权交易市场。 2025年10月，国家发展改革委印发《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）》，提出未完成可再生能源消费最低比重目标的重点用能行业相关企业，由所在地省级能源主管部门会同相关行业主管部门及国家能源局派出机构，督促其在指标公布三个月内通过绿证交易或其他市场化交易方式补充完成，并及时上报国务院能源主管部门；逾期仍未完成的，予以约谈、通报，并纳入失信记录，加强重点监管。 在国际上，欧盟碳边境调节机制（CBAM）已于2026年1月1日起正式实施，对全球贸易格局产生了深远影响。CBAM覆盖六大类产品：水泥、电力、化肥、钢铁、铝、氢。从中国和欧盟之间的贸易现状来看，钢铁和铝会受到CBAM的影响，主要涵盖钢铁和铝的初级产品（锭、板、卷、梁、条、管等）、单一材质的初级加工品（铸件、轨道、结构件、闸门、塔筒、容器、五金件等）。CBAM不包括汽车、家电、机电产品、风力发电机、光伏组件等中下游精细制品，主要影响上游原材料。被纳入CBAM范围的中国产品出口到欧盟将面临额外碳成本，未达标企业可能会丧失欧盟市场准入资格，将影响产业链布局。 企业积极践行社会责任，主动推动绿色发展。比如，苹果、微软要求主要供应商100%使用绿电，特斯拉、西门子要求供应商公布碳足迹，谷歌、三星将绿电使用纳入供应商ESG评价体系。 各类机构也在推进相关议程。其中，RE100是由全球气候组织于2014年发起的国际倡议，致力于推动成员企业在2050年前实现全球运营100%使用可再生能源的目标。RE100已经有444个成员企业，有11家中国企业加入其中，主要是风电、光伏企业。 在绿色发展观念下，绿电存在大量需求。 “三北”风能资源丰富地区，如何将绿电“价格洼地”变成产业“价值高地”？ ROD发展模式应运而生。ROD发展模式是以可再生能源大规模开发为基础，以新型电力系统为支撑，以高载能和战略新兴产业导入为核心，将绿电“价格洼地”转化为产业“价值高地”的区域经济社会发展新模式。 其整体发展思路是，以零碳园区为主要载体，以绿电直连为主要路径，实现高载能产业、算力、氢氨醇、清洁供热等与新能源协同发展。 针对零碳园区建设，2025年7月，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局联合印发《关于开展零碳园区建设的通知》，提出年综合能源消费量20~100万吨标准煤的园区，要达到0.2吨CO2/吨标准煤的排放要求。每吨煤燃烧大约会排放2.6吨的CO2，现在要降到1/13，也就是说园区至少要有12/13，也就是92.31%的电力供应来自绿电。其中的一半以上来自绿色电力直接供应，剩下的一半可以通过绿证、绿电交易来完成。 如果全国建成1000个零碳园区，按照平均每个园区为50万吨能耗计算，需要1.5 万亿kWh绿电，这相当于7亿kW风电装机。因此，零碳园区建设如果能够得到很好地推进，将对可再生能源发展起到很大的助推作用。 2025年12月，国家发展改革委办公厅、工业和信息化部办公厅、国家能源局综合司联合印发《国家级零碳园区建设名单（第一批）》，确定了第一批国家级零碳园区建设名单，共纳入52个园区。 2025年10月，国家发展改革委主任郑栅洁在二十届四中全会精神新闻发布会上解读“十五五”年规划建议时，明确提出“十五五”时期力争建成100个左右国家级零碳园区。 国家发布零碳园区政策后，内蒙古、江苏、安徽、宁夏、山东、贵州、上海、湖北、辽宁、云南、海南、广东等省份相继发布零碳园区 建设方案 或组织开展申报工作。 在绿电直连方面，2025年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确了绿电直连的定义、适用场景、价格机制等。绿电直连是指风电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电。按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。前者是指负荷接入公共电网，后者是指负荷不接入公共电网。 绿电直连适用场景包括，新增负荷、通过压减自备电厂出力实现清洁能源替代的存量负荷、有降碳刚性需求的出口外向型企业等。 政策要求做好源荷匹配。并网型项目“以荷定源”。现货市场连续运行地区可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式；现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送。项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，2030年前不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例上限一般不超过20%。 政策提出合理缴纳相关费用，需要缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。 2025年9月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，明确了就近消纳项目公平承担稳定供应保障费用，应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。 政策提出，就近消纳项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。月度容（需）量电费计算方法为：容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。 目前，国内已有十多个地区发布了绿电直连建设方案。各地依托本地资源禀赋与产业特点形成差异化创新，比如，内蒙古提出新建氢基绿色燃料项目（绿氢、绿氢制绿氨、绿氢制绿色甲醇、绿氢制可持续航空燃料等）可以开展绿电直连，并且允许新能源发电量上网；江苏则提出负荷距离电源汇集站原则上不超过 50km 的要求。 为促进新能源消纳，需要强化技术创新支撑： 一是突破新能源高效发电利用技术。推进大型化与高效率风电机组研发；加快提升新能源超短期、短期、中长期等不同时间尺度功率预测精度。 二是攻关系统灵活调节技术。创新应用长时储能、柔性制氢、柔性冶炼等多种技术路线，加快突破大容量长时储能技术研发；深化虚拟电厂协调运行控制技术、多元交易技术应用。 三是升级智能化调控技术。加快人工智能、大数据、云计算等先进技术在主配微网协同中的应用；推广应用状态感知技术，提升电网对分散资源的动态感知能力；加快应用海量源网荷储资源聚合控制技术，完善新能源基地协同调控技术。 此外，新型负荷灵活调节技术应用是构建源网荷储一体化系统的核心环节，能够有效降低电网扩容成本，提升能源利用效率，实现电力供需的动态平衡与高效匹配。 目前，绿电直连存在的主要问题是: 第一，直连方式上，仅允许“一对一”模式。单一负荷用电不确定性导致投资风险高，项目设计无法满足发用电比例要求，同一园区内多个负荷却不得不建设多个独立直连项目，无法实现最大化降本，使得开发规模受限。 第二，反送电比例方面，对反送电比例提出20%的要求，这违反单一大市场原则，也无法充分发挥直连项目对电力系统的支撑作用。 第三，输配电费用方面，首创“单一容量电价模式”，但未对存量、增量项目可能存在的多种接入方式的接入容量的计算方法进行明确规定。 对此，应尽快出台“一对多”或“多对多”政策；放开反送电比例限制；坚持“使用原则”，以确保项目收益促进项目开发作为决策依据。 为推动高载能产业向西部转移和布局，2010年8月，国务院印发《关于中西部地区承接产业转移的指导意见》，提出依托中西部地区产业基础和劳动力、资源等优势，推动重点产业承接发展，进一步壮大产业规模，加快产业结构调整，培育产业发展新优势，构建现代产业体系。 2021年12月，工业和信息化部、国家发展改革委等十部门联合印发《关于促进制造业有序转移的指导意见》，支持符合生态环境分区管控要求和环保、能效、安全生产等标准要求的高载能行业向西部清洁能源优势地区集聚，引导软件开发、信息服务、工业设计等生产性服务业与制造业协同转移。 目前，电解铝产能正在向西部转移。这张表显示的2015—2024年各省份电解铝产能的变化情况，可以看出近十年各省份电解铝产能占比减少的典型省份为山东（存量为主，持续外迁）、河南（呈现明显去产能的趋势）；电解铝产能占比增加的典型省份为内蒙古（新能源+煤电耦合核心区）、新疆（风电、光伏、煤电支撑）、云南（水电型电解铝）。 为测算到2030年电解铝产业转移可能带来的风电装机需求，假设4500万吨产能“天花板”不变，高排放省份（如山东、河南）需要压减或转移产能，结合行业政策与趋势，设定转移比例为10%~15%，按总量的13.3%（中值）估算，需要转移4500万吨×13.3%=600万吨产能。 年绿电需求：600万吨×1.35万千瓦时/吨=810亿千瓦时。 风电装机需求：假设风电年利用小时数为2200小时，所需风电装机为810亿千瓦时÷2200小时=3600万千瓦。如果考虑波动性，增加10%~20%冗余，风电装机需要达到4000万~4500万千瓦。 下面介绍伊电控股集团有限公司内部产能转移的案例。伊电控股集团有限公司通过集团内部产能转移的方式，将集团所属河南省三门峡市陕州区河南恒康铝业有限公司（恒康铝业）24万吨电解铝产能转移至内蒙古东山铝业有限公司（东山铝业）。河南省工业用电电价在0.32~0.38元/kWh，内蒙古为0.26~0.30元/kWh。转移后，这家企业的年电费支出可以下降约2.2亿元，碳排放强度显著下降。 与此同时，工业硅产能也在加速向风能资源丰富区布局。从工业硅产量来看，新疆在2023年为178万吨，在2024年为261万吨，增长了83万吨；内蒙古在2023年为29万吨，在2024年为38万吨，增长了9万吨；甘肃在2023年为15万吨，在2024年为18万吨，增长了3万吨。 工业硅新增产能都分布在低价绿电区域。据统计，工业硅计划新增产能160万吨。其中，新疆为70万吨，甘肃为25万吨，内蒙古为35万吨，合计130万吨。北方能源富集区（新疆+甘肃+内蒙古）的产能占比超过81%，产业集中化、北移的趋势极为显著。 按照这张表设置的边界条件测算，假设以上产能到2030年全部建成，将需要新增风电装机1000万~1100万千瓦。 “东数西算”国家战略加速实施，算力与绿色电力融合发展是大势所趋。国家政策层面对数据中心的绿色电力消费比例提出了要求。2022年8月，工业和信息化部、国家发展改革委等七部门联合印发《信息通信行业绿色低碳发展行动计划（2022-2025年）》，鼓励企业建设绿色能源设施，与绿色能源供应商合作就近消纳，推动数据中心绿色低碳发展。 2023年10月，工业和信息化部、中央网络安全和信息化委员会办公室等六部门联合印发《算力基础设施高质量发展行动计划》，支持与风电、光伏等可再生能源融合开发，促进绿色低碳算力发展，提升算力设施绿电使用率。 2023年12月，国家发展改革委、国家数据局等五部门联合印发《关于深入实施“东数西算”工程加快构建全国一体化算力网的实施意见》，提出提升数据中心能源利用效率和可再生能源利用率，推动全国一体化算力网建设。 2024年7月，国家发展改革委、工业和信息化部等四部门联合印发《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》，鼓励数据中心通过绿电和绿证交易、绿电直供等方式提高可再生能源利用率，推动数据中心绿色低碳转型。 2025年3月，国家发展改革委、国家能源局等五部门联合印发《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，明确国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%的基础上进一步提升，在有条件的地区分类分档打造一批高比例消费绿色电力的绿电工厂、绿电园区等，鼓励其实现100%绿色电力消费。 数据中心未来的用电需求巨大。2025年，我国数据中心数量超过900万架，到2030年我国数据中心数量将超过3300万架。未来五年，预计数据中心的新增年用电量将超过3800亿千瓦时，可以支撑1.75亿千瓦风电装机。 2024年，我国数据中心用电量为1660亿千瓦时，在全社会用电量中的占比约1.68%。预计到2030年我国数据中心用电量将达到5257.6亿千瓦时，在全社会用电量中的占比会提升至3.98%。 GPT-4模型训练一年的用电量达到3亿~6亿千瓦时，相当于十个十万居民小镇一年的全部用电。这已经不是实验室行为，而是区域电力系统级别的负载。小型国家在电力系统规模上天然不具备承载能力，未来只有中、美等拥有超大电力系统的国家，才具备持续训练前沿大模型的现实条件。 这是哈密（伊吾）算力经济创新示范区的案例。截至2025年年底，天山智谷先进计算集群完成了2.15万P算力部署。在新能源装机规模方面，风电为240MW，光伏为280MW，按照15%、2小时配置储能。预计年耗电量为2亿kWh，其中，60%为绿电直供，40%为网电，综合电价为0.3元/kWh。 利用新能源清洁供暖的意义重大。早在2015年6月，国家能源局综合司就印发了《关于开展风电清洁供暖工作的通知》，提出研究探索风电清洁供暖工作。 丹麦为之所以能 够实现60%左右的电力来自风电，一个重要原因是将风电与采暖结合起来。中国和丹麦在区域供热能源转型方面拥有合作经验。 另一个方向是绿色氢氨醇。 其一大背景是国际上围绕航运业脱碳出台了一系列政策。比如，欧盟航运指令，要求在船运中使用可再生和低碳燃料；欧盟在 “Fit for 55”政策（即欧盟到2030年将温室气体净排放量与1990年的水平相比至少减少55%的目标）框架下，推出了欧盟船舶燃料管理法规（FuelEU Maritime）；2024年1月1日起，航运业纳入欧盟碳交易体系（EU ETS）；2025年10月，国际海事组织（IMO）虽然推迟了净零排放框架的投票，但仍在持续推进中。 我国陆续出台支持氢氨醇发展的政策。 2021年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确了氢能的战略地位，提出到2035年形成氢能产业体系，为氢氨醇产业发展奠定总基调，布局制氢、储运、应用等全链条发展。 2024年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，要求存量煤电机组通过绿氨掺烧等方式低碳化改造，掺烧能力不低于10%，推动绿氨在电力领域的应用。 2024年10月，国家发展改革委、工业和信息化部等六部门联合印发《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，提出在合成氨、合成甲醇、石化、钢铁等领域鼓励低碳氢规模化替代高碳氢，探索建设风光氢氨醇一体化基地。 2025年10月，国家发展改革委印发《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）》，将可再生能源非电消费（含绿色氢氨醇）纳入行政考核，为产业开辟稳定市场空间。 2025年10月，商务部印发《关于拓展绿色贸易的实施意见》，提出发展绿氢等可持续燃料贸易，支持国际航行船舶绿醇、绿氨等加注业务，建立航运绿色燃料认证体系。 2025年11月，国家能源局印发《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》，支持建设绿色氢氨醇综合产业基地，推动在煤化工、冶金等领域应用，鼓励沿海探索海上风电制氢氨醇技术。 2026年1月，工业和信息化部、国家发展改革委等五部门印发《关于开展零碳工厂建设工作的指导意见》，提出发展绿色氢氨醇等一体化项目，推动工业领域绿色低碳转型，培育新质生产力，打通“绿电-绿氢-绿色氨醇”技术链条。 更重要的是，我国绿色氢氨醇项目已陆续投产。2023年11月，马士基与金风科技全资子公司金风绿色能源化工签署商业可行、年产50万吨的长期绿色甲醇采购协议，支持首批12艘大型甲醇双动力船舶实现低碳运营，预计到2026年实现首产。该协议是全球航运业首个大规模绿色甲醇采购协议，有效期将持续至2030年后。该项目位于内蒙古自治区兴安盟，协议中的甲醇产量包括绿色生物质甲醇和电制甲醇，并将全部利用风电进行生产。2025年9月30日，兴安盟50万吨绿色甲醇项目针对生物质气化炉首次投料，采用复朋炉气化技术，以玉米秸秆为原料，每小时可产合成气70000Nm3，有效气成分超过70%。10月5日，该项目顺利完成气化炉工艺验证，甲醇合成装置同步接气，实现流程全线贯通。 上海电气洮南市风电耦合生物质绿色甲醇一体化项目于2025年7月15日顺利投产，成功产出全国首批规模化绿色甲醇。这是行业内首次实现风电制氢与生物质气化耦合大规模生产绿色甲醇，填补了国内空白，并达到国际先进水平。 洮南市风电耦合生物质绿色甲醇一体化示范项目将洮南“资源禀赋”与“农产量”优势相结合，将农林废弃物与风电就地消纳高效转化为高附加值绿色甲醇，实现生物质能与风电的高效利用。项目采用纯氧加压生物质气化、风电制氢、富CO 2 合成气合成甲醇等技术，将农林废弃物与风电就地消纳高效转化为高附加值绿色甲醇，实现生物质能与风电的高效利用，并产生可观的经济效益。 远景蒙新集团在赤峰建设了全球最大152万吨绿色氢氨项目。2025年7月 8日，首期 32 万吨工程建成投产。 企业在开展氢氨醇照付不议采购。比如，金风科技与全球航运巨头赫伯罗特签署了年交付25万吨绿色甲醇的长期合同；马士基与金风科技子公司签署了年产50万吨的长期绿色甲醇采购协议；马士基与隆基绿能签署了甲醇采购长期协议。 绿醇将是未来的重要化工原料。2016年1月16日，马士基子公司Vioneo宣布取消在比利时安特卫普港建设绿色塑料工厂的计划，转而将这一项目落地中国。该项目原计划投资约15亿欧元，拟建设Vioneo的首个大型生产基地，年产30万吨无化石“绿色塑料”。Vioneo公司表示，其主要目标仍然是将生物基甲醇转化为聚乙烯和聚丙烯，但在中国建设将使这一目标更具成本效益且实现得更快，中国能够为其提供更好的绿色甲醇获取渠道。 这是经统计的中国氢氨醇项目清单，总数接近150个。 风光氢醇一体化项目建设面临的主要技术难点是，在“电解槽-气化炉-甲醇合成”全链路上解决“柔性、长周期、高可靠”三大核心挑战： 1.电解槽的单槽柔性运行与集群协同控制 （1）风光发电的波动性导致电解槽负荷频繁加减载，造成电极和隔膜等核心零部件快速老化，电解槽性能迅速衰减，使用寿命大幅降低。 （2）在规模制氢项目中，电解槽集群的控制逻辑需要与风光发电的出力、电解槽的状态以及后端氢气需求实时匹配，风光发电秒级波动和电解槽的性能差异使得集群负荷指令频繁刷新，控制复杂度呈指数级上升。 2.大型生物质气化炉的长周期稳定运行 （1）秸秆等原料的灰熔点较低，气化炉炉膛局部超温容易导致结渣和堵塞，影响气化炉的长周期运行。 （2）气化炉属于非标设备，需要依据原料特性进行气化炉的材料选择和结构设计等，但生物质的来源分散，季节和区域不同差异较大，造成进炉原料与设计基准偏离，导致气化炉运行性能下降，乃至故障停机。 3.化工设备的可靠运行 相较于新能源场站和制氢，气化及甲醇合成工段的负荷调节能力有限，运行要求较为钢性，例如，甲醇合成要求250℃、5MPa恒定，波动大于10%即触发联锁，需要配置储能和储氢，以实现绿电波动与化工“安稳长满优”的耦合。 打破技术锁定，巩固中国新能源的引领地位。推广一项创新型技术总会遭遇诸多障碍，其中首先需要破除的障碍就是“技术锁定效应”。打破“技术锁定”的一条路径是让企业家可以在特定的应用场景中不断改进技术。在技术诞生之初，靠对市场有着敏锐度的企业家找到正确的应用场景，让技术能够赚到钱，从而可以持续打磨技术，使它逐渐成熟，成本不断下降，进而实现更大规模应用，直到普遍化。 在人类的历史上，这方面的例子比比皆是。最早的蒸汽机十分笨重简陋，且无法转动，只能运行活塞运动，无法应用于运输业。然而，它在煤矿上找到了适合自己发挥作用的场景，作为抽水机用于矿井排水。企业家也从中挣到了钱，从而可以持续改进技术。直至60多年后瓦特推出新型实用蒸汽机，蒸汽机才作为动力机械日益广泛用于工业、运输等领域，对人类社会发展进程产生了重大影响。 早期的蒸汽机车故障多发，速度慢，效率低，但它同样在煤矿上有了用武之地，进行煤炭运输。这是因为从矿坑到仓库的运输路线是固定的，十分适合采用轨道交通。并且煤矿可以为蒸汽机车提供燃料，而对于煤矿来说这几乎不会增加成本，还可以省掉大量人工成本。此后经过20多年的试验、改进，蒸汽机车才开始用于长距离铁路运输。 石油产业发展之初，没有人会想到它有朝一日成为交通运输领域的主要燃料，但石油找到了属于自己的特定应用场景——照明，并从照明市场中获得了收入，为石油行业不断改良开采、冶炼工艺创造条件。等到20多年后内燃机汽车出现，石油迅速在交通运输领域得到大规模应用。 促进新能源消纳，助力新型电力系统建设。在未来的新型电力系统中，风电、光伏发电量的占比将高于80%，甚至达到100%。相关研究显示，风电、光伏的装机容量需要达到最大负荷的3~8倍，才能够既满足每时每刻的电力需求，同时又实现80%以上的电量来自可再生能源，从而实现电力系统脱碳的目标。在这个电力系统中，必将在系统低谷和风光大发时段存在大量过剩电力，它们的边际成本为零。为充分利用这些零碳便宜的电力，“Power to X”是一个现实可行的路径，即通过以电转氢为核心的系统，将可再生能源发电转化为氢，再与后续化工流程相结合，生成绿氨、绿色甲醇等。 保障能源安全，实现能源独立。中国耕地面积为18亿亩，森林面积为35亿亩，合计50多亿亩，再加上城市垃圾、养殖粪污等，生物质资源种类繁多、规模庞大，理论上可以产出20亿吨以上的可持续碳源。 全国农林废弃物，除了养殖等具有经济价值利用的部分，如果利用起来，与风光发电的电力制氢耦合，生产10亿吨甲醇，每年可以替代5亿吨原油进口，有助于保障能源安全，实现能源独立。这需要农业农村、合成生物学、清洁能源、化工装置等多个层面协同，才能实现。 国家主管部门应给予相应的政策支持，将航运纳入碳市场，制定中国的航运脱碳目标，建立健全标准规范、认证制度，掌握规则话语权。 我相信，通过政策支持，为绿色电力燃料打开一定的市场空间，依靠市场拉动促进技术进步，降低其成本，最终将打破“技术锁定效应”，使之完成从应用示范到商业化、产业化发展。未来十年内，有望在我国东北地区打造生产绿色燃料和绿色原料的“新中东”。 没有人可以嘲笑理想主义者，因为你脚下的每一步都是他们走出来的。 想想当时莱特兄弟，也许就是有了这么极致疯狂又浪漫到不可思议的想法后，不要命地尝试，我们才有的飞机。 3 风电项目的投资收益能不能得到保证？ “136号文”致使新能源项目经济评价和收益测算逻辑发生改变，风电项目投资收益能不能得到保证？ 截至当前，除西藏外，全国其他30个省份均出台了机制电价实施方案，29个省份已组织机制电价竞价工作。 基于新能源云平台与各地发展改革委公布的信息，我们对2025—2026年各省份机制电价的竞价结果进行了汇总与分析，主要内容包括：机制电量总量、风电机制电量及其占比、风电装机容量、机制电价、燃煤基准价、竞价上下限、执行年限、单个项目申报电量上限等。其中，风电项目容量数据来源于各省份已公布的571个风电项目。山西、山东、贵州因暂未公布具体结果，其装机容量是根据已下发的风电机制电量反推得出。 先看看机制电价下的项目收益率。将测算边界条件设置为：项目容量100MW，运营期20年。机制电价执行年限内，电价采用机制电价与市场交易结算电价的加权平均价测算，公式为：机制电价×机制电量比例+2025年市场交易结算电价×（1-机制电量比例）。机制电价执行年限外电价采用2025年市场交易结算电价。无弃风利用小时数采用多年平均发电小时数，含弃风利用小时数是通过在无弃风利用小时数的基础上减去弃风数据（调研的弃风率）得到。工程造价采用2024年陆上风电项目单位造价。 从测算结果可以看出，在无弃风的情况下，机制电价下各省份的项目全投资收益率都在6%以上，机制电价为风电项目收益提供了有效保障。如果考虑实际弃风率，由于青海、新疆、甘肃的弃风率都在15%以上，这些地区的项目收益率将大幅下降，低于6%。 再来考察不享受机制电价的项目收益率。将测算边界条件设置为：项目容量100MW，运营期20年。电价采用2025年市场交易结算电价。无弃风利用小时数采用多年平均发电小时数，含弃风利用小时数是在无弃风利用小时数的基础上减去弃风数据（调研的弃风率）得到。工程造价采用2024年陆上风电项目单位造价。 从测算结果来看，在无弃风的情况下，仅有两个省份的项目全投资收益率低于6%。如果考虑实际弃风率，一半以上省份的项目全投资收益率会低于6%。因此，市场交易电价的影响要小于弃风的影响。 从以上测算可以看出，机制电价为各省份的风电项目投资提供了有效保障。无弃风时，当前交易电价水平下，仅两个省份的项目全投资收益率低于6%。如果考虑实际弃风率，一半以上省份的项目全投资收益率会低于6%。弃电的影响超过了市场交易价格的影响。当火电占比50%以上时，电力现货市场交易出清价格会趋向于煤电边际成本。当前各省份的煤电边际成本介于0.21~0.42元/kWh时，风电项目的收益都可以得到保障。 弃风的原因到底是什么？存在弃风、弃光是可以理解的，但在风光占比并不高的情况下出现如此高的弃风、弃光率， 就让人无法理解了。这里面存在的问题还需要展开深入分析。 太阳底下没有新鲜事，但总会有新的太阳出现。也就是说，我们不能总被老想法、老规矩绑住，也别把当下的一切都当成 “本该如此”，习以为常、因循守旧。其实很多时候，那些我们觉得改不了、动不了的现状，那些根深蒂固的老观念，未必就是唯一的答案。只要我们肯换个思路，不墨守成规，敢去试、敢去突破，就会发现，还有很多事能做，还有很多新路子能走，那些看似既定的束缚，其实都有机会被我们打破。 面对“136号文”导致项目投资逻辑发生改变，应当如何做投资决策？ 电力交易场景下新能源项目收益面临挑战。“136号文”开启了电力市场化交易的时代，致使新能源电价普遍下降。从目前统计的结果来看，电价下降幅度在11%~29%，由此在不同省份对光伏造成1%~8%的收益下降，并且还出现了大量省份不达标。这对风电同样造成影响，不同省份的收益下降幅度在1%~5%。再加上弃光、弃风、限电等因素，会加剧收益的不确定性。 新能源全面进入电力市场重构了投资逻辑。在新能源全面进入电力市场（尤其是现货市场）的背景下，传统的投资模型主要依赖“固定电价×发电量”的线性测算，难以精准反映目前项目的实际价值。风电项目投资模型需要从“资源导向型”（关注风速和小时数）重构为“市场价值导向型”（关注价格、波动性和边际价值）。 在新的电力交易场景下，出现了有别于传统经验的情况——高电量不代表高收益。以两座风电场为例，风电场1的平均风速低于风电场2，风电场2的发电量更高，但是风电场1与电价的匹配度更好，在5~8m/s的风速段实现高发电量、高电价。测试发现，最终收益反而是整体发电量比较低的风电场1更好。 电力交易场景下需要关注风电机组出力性能。 传统模式下，关注的是固定电价和总发电量，只要保证整体出力性能曲线能够带来高的总发电量既可。然而，在电力交易时代，这种关注方式将被打破，需要着重关注具体风速下风电机组的出力性能。 在电量交易时代，我们对收益评估的方式会发生很大变化，需要更多关注时序电量对应电价带来的收益。同时，我们对机组功率曲线的关注也不能仅限于其对总发电量的影响，还需要关注其在具体风速段的出力情况，在风电场前期更加迫切地需要获取更真实、准确的功率曲线。此外，对于风电机组设计而言，我们更加期望获得在高电价对应风速下表现更佳的机组。 全电量入市背景下风电项目需要细化时序收益率评估。 风电场项目的上网电量受诸多因素共同作用，如自然风速的动态变化、不同风速段的发电能力、弃风限电、设备自身运行状态和相应控制策略等，导致各时段上网电量表现出明显的差异性。随着“全电量入市”成为新常态，电价波动性、限电加剧增加了投资决策的复杂性，传统评估模式不能呈现不同时序发电出力场景下电价波动的关联性及其经济价值。市场供需影响的交易电价表现出较明显的波动性，因此，逐时/分细化评估风电场的收益率是有必要的。时序的电量收入价值将成为投资决策评价指标的核心。 最近，我们联合金风科技在探讨，评估项目市场价值时不能仅看平准化度电成本（LCOE），还需要考虑度电价值成本（LCOV）。LCOE的精髓在于通过“平准化”将长期、复杂的现金流摊平至每一度电，是评估项目发电效率和成本控制能力的基石。LCOV在LCOE的基础上，重点评估项目的市场价值，引导投资者关注电力交易策略、机组选择（影响出力曲线）等。LCOE关注“发好电”，LCOV则关注“卖好电”，共同构成完整的投资决策体系。 经济评价边界调整迫在眉睫。一方面，现行行业基准收益率是基于十年前市场环境制定的，市场环境已发生根本性变化，无法反映当前风电行业现状。比如，资金成本已从2006年的6.5%降至2016年的4.9%。另一方面，风电场经评规范部分计算参数是基于2016年编制期技术水平、市场环境制定的，已无法准确反映项目合理成本边界。继续沿用过去的投资计算参数，无法准确反映当前市场环境的合理盈利边界，可能导致大量具有战略意义和实际经济性的项目在投资决策阶段被误判，错失投资机遇。 高收益需要能量有效控制，黄金风速事关重要。基于此，我们的机组设计应具备更多的“电力交易”属性，在保障运行安全的前提下提升发电价值：  （1）3~8m/s是黄金风速段，在时序数据分析的基础上，通过机组出力管理技术，利用软件二次定义的方式提升机组出力的灵活性，设计更为匹配电价曲线的发电特性，实现机组寿命在高-低电价时段的峰谷套利，增加高电价阶段的发电收益。 （2）极致发电性能：通过高升力、大弦长、薄翼型的叶片设计提升气动性能。 适当延长机组寿命，可以进一步提升收益。国内风电项目通常按20年设计寿命和运营期进行测算，投资回收期大多超过10年。电力市场化交易则进一步延长了资金回收周期，凸显出全生命周期收益稳定性的重要。 国际已有的经验表明，较高的初始投资虽然导致更长的回收周期，但通过采用长寿命、高可靠性风电机组，可以降低运维成本，保障发电稳定性，从而为开发企业提供长周期现金流，最终实现更高收益。 国际市场在风电机组长寿命运行方面已有较多实践，多个国家的风电项目开发企业提出了30~40年运营年限的需求，风电机组的设计寿命普遍达25年或以上。在初始投资基本不变或成本合理增加的前提下，通过优化风电机组核心部件设计以延长使用寿命，并依托智能运维技术提升设备可靠性。经测算，机组寿命延长5年，可以提升项目内部收益率接近1%，从而有效应对初始投资高、长期收益不确定的行业难题。 加快构建权威电价曲线预测体系。澳大利亚能源市场委员会（AEMC）主导全国电力、天然气及能源零售市场规则的制定与修订，是澳大利亚能源市场秩序维护与趋势研判的核心枢纽。它认为，可以通过设置基准场景、供给延迟场景（风电及输电项目延期）、需求波动场景（电气化速度变化）、电网投资场景等，量化不同变量对电价的影响，预判电价趋势边界。 中国应加快构建权威电价曲线预测体系。一方面，强化跨主体协同研发。搭建覆盖“电源结构-电网承载-市场交易-政策调控”的全维度预测模型。另一方面，推动预测技术标准化与透明化。建立统一的成本拆解口径、情景设置规范、数据采集标准，公开预测方法与核心假设，提升预测结果的公信力与行业适用性，逐步培育具备权威性的第三方预测机构，填补市场空白。 接下来，谈谈市场化电力交易下的产品性能管控问题 。 近年来有相当数量项目发电量不达标，对项目收益造成巨大冲击。从我们统计并分析了120多座低效风电场的情况来看，即使在固定电价模式下，多家大型开发企业仍有40%~50%的新建项目的实际发电量未达预期。以其中的6个项目为例，部分项目的年等效满发小时数损失甚至超过1000小时。 导致发电量不达标的因素众多，按大类主要包括：风能资源、风电机组性能、场址。其中，尤其以风能资源、风电机组性能影响的最大。 从不完全统计的120多座低效风电场来看，受政策、用地、工期等现实因素制约，相当数量的风电场在前期测风阶段面临数据不完整或代表性不足的问题，导致发电量预测出现偏差，进而造成对项目收益的过度乐观估计。该问题也常常成为发电量担保纠纷中买卖双方争议的焦点。 风能资源并非一成不变，对风能资源的理解必须是一个动态的、前瞻的过程。在我们统计的120多起案例中，已有多起案例与周边新建风电场有关，并产生了相关纠纷。 在某项目上，其建成后周边新建了7座风电场，使得原有项目的尾流损失激增，从3.04%增至20.44%，影响了全生命周期发电量。 功率曲线真实性及准确性偏低，可利用率实际不达标。通过分析120多个项目发现，尤其以考核机制不充分对功率曲线偏差的影响权重最为关键。在机组采购过程中，买卖双方针对功率曲线存在显著的技术信息不对称。对于测试机位、测风设备、风频分布、电价、测试季节等可能在未来出现分歧的内容未做任何规定，致使功率曲线无法有效考核。 长期以来，行业普遍在机组合同中设置发电量担保条款，但对机组实际发电性能的评估却较为粗放。开发企业多将发电量担保视为风险缓释手段，但从近期相关司法判例来看，此类担保在法律实践中难以获得支持，发电量损失往往无法得到有效赔偿，整机企业的责任核心被聚焦于机组本身的发电性能与质量，而目前对这一环节的技术评估和考核机制仍存在明显缺失或界定模糊，给后续争议埋下隐患。 受实际运行故障及可靠性不足的影响，新机型的实际可利用率未达预期。在我们统计的120余个项目案例中，存在这类问题的项目占比达40%。此外，部分开发企业直接采用SCADA系统显示的可利用率数据进行考核，进一步导致可利用率指标失去实际考核意义。 接下来谈谈市场化电力交易下产品质量管控建议 。 在我国风电快速发展的过程中，也伴随着事故及失效的发生。 据CGC不完全统计，对2013~2025年中国装机容量及大型事故数量的关系发现，随着风电装机容量的增加，风电大型事故的数量不断增加。 大型事故中部件失效占比最大，其中又以叶片问题为主。 在风电大型事故中，部件失效占比最高。其中，叶片的问题最为突出，占比 51%。受风电机组大型化、降本趋势的影响，长柔叶片面临的挑战加剧。钢塔架的问题较少，但混塔大量应用后，塔架相关问题的比例有所上升。 批量失效增加的深层次原因在于：风电机组大型化，技术认知存在不足；新技术和新产品大规模，从研发到批量应用严重不够；大型化和精细化设计对制造质量提出了更高要求，质量管控不严。 我国风电开发应用场景多样化，且机组大型化发展的速度目前远超国际，这导致很多国际上、标准上没有出现的新技术风险点出现在了国内风电项目上，例如，大叶轮刚塔的塔架涡激振动、长柔叶片涡激振动问题。 为适应降本的需要，整机企业近几年在投标中大量采用未完成开发的新机型，甚至是只有概念设计的 PPT机型。一旦中标，这些机组的研发周期必须被极限压缩，才能完成正常交付。同时，新机型的销售周期大大缩短，导致新机型的研发周期被压缩。 极限降本导致设计裕度降低，交付紧张引发制造质量管控不严，加上设计认知不足、计算不准，三者共同作用致使设计安全边界被压缩，制造误差扩大，实际载荷更接近失效阈值，最终导致设备失效概率显著增加。 为解决上述问题，我们提出了一套完整的风电机组全验证技术方案。在现有国际电工委员会（IEC）型式认证的基础上，增加针对新技术的设计核查、增项样机试验和一年运行监测等补充验证要求，同时引入叶片全过程质量记录的 “数字护照”，最后通过小批量装机验证和商业化运行数据分析完成综合性能评价，以此构建更全面的机组质量管控体系。 这是全验证技术方案的落地细则。 先是在设计阶段通过细化叶片、塔筒等关键部件的计算模型和风险校核，确保源头设计精准。再在制造环节对传动链、叶片、轴承等核心部件增加针对性试验，验证产品可靠性。最后在运行阶段通过发电性能评价和安全监控项的常态化监测，实现机组全生命周期的健康管理。整套细则形成了从设计、试验到运行的全链条技术管控体系，以系统性降低批量失效风险。 这是电力市场化交易背景下风电项目的核心优化方向： 收益端，需要采用时序电量评估、更新经评规范，设计匹配高电价时段出力的机组并延长寿命。 性能端，需要做好测风数据管理，在招投标阶段增设场址功率曲线和安全性验证，细化合同考核条款，同时精准定位发电量不达标原因并推动消缺技改。 质量端，需要升级计算、试验和评价体系，对机组开展全方位安全验证，落实关键部件全流程批次质量把控，以此实现市场化环境下的收益与质量双保障。 这里引用杰夫·贝索斯的话：“总有人问我未来十年，会有什么样的变化。但很少有人问我，未来十年，什么是不变的。我认为第二个问题比第一个问题更重要。因为你要把战略建立在不变的事物上。” 对于中国风电行业而言，中国实现碳达峰碳中和的目标，能源转型的方向，电力系统将实现由化石能源主导向新能源为主体的技术、体制机制根本性变革，可再生能源资源和经济性足以支撑能源转型，这些都是确定不变的。这些才是我们制定战略、确定方向的依据。 4 “反内卷”取得初步成效，如何持续下去？ 今年“反内卷”取得初步成效，但也面临很多问题，能否能够持续下去？ “内卷”导致风能行业陷入巨大的生存和发展危机。2021年，全国风电叶片断裂、倒塔、火灾等重大事故95起，2023年达到130起，2024年增加到200起。除了新产品验证不充分等因素外，企业为压缩成本而减小设计冗余是导致故障率大幅上升的重要原因。 从2023年开始，随着竞争不断加剧，风电装备制造销售环节逐渐陷入“内卷式”低价竞争。这首先表现为整机企业风电机组制造板块处于全面亏损状态，普遍陷入“卖一台亏一台”的困境。 提高认识，转变观念，使价格竞争回归正确的价值导向。价格竞争是市场竞争机制的主要形式，客观上也起到了推动行业降低成本、扩大应用规模的效果。风电度电成本的大幅下降是技术进步和市场竞争综合作用的结果。长期以来，我们在制造端鼓励充分的市场竞争，但忽略了过度竞争所带来的危害。低价恶性竞争如同一颗“毒瘤”，对经济造成的是系统性、深层次的侵蚀，对企业、行业国家整体创新力都是巨大的伤害，陷入低价格、低利润、低收入的死循环。 一是扼杀企业利润，断绝企业的“造血”功能。持续的低价竞争榨干了这些资金，企业无法进行长期投入，逐渐消耗掉了发展后劲。 二是引发“劣币驱逐良币”，摧毁健康的产业生态。坚守质量与成本的企业在价格上无法与偷工减料者竞争，行业质量基线下降，最终反噬消费者和用户，造成社会总体福利水平的下降和资源财富浪费。 三是违反商业逻辑，短期和长期都无法获益。低于成本价的恶性竞争具有反商业性质，必然降低资源配置效率，导致价格反馈机制失灵，优质资本和人才逃离，产业升级之路被阻断，进而摧毁整个行业。 四是抑制创新动力，锁定“低端制造”陷阱。低价恶性竞争会引发行业过度竞争，破坏市场竞争秩序，进而削弱行业整体盈利能力，阻碍行业进步。 “内卷”不仅断送一个拥有巨大发展潜力、具有全球引领性的行业，最终必将抑制国家整体创新能力和产业升级，丧失全球竞争优势。低价恶性竞争具有反竞争性，是一种不正当或是违法的竞争行为。遏制低价恶性竞争，不仅仅是在保护企业、行业，更是在守护国家经济的根基与未来。“反内卷”可以改变中国企业的竞争范式，从规模扩张、低价抢占转向质量提升、效率优先、创新驱动，企业利润增加后，可以进行更大的投资，分配方面则惠及到劳动者，提供劳动者的收入，从而促进消费，合理价格、合理利润促进收入的增长，推动国民经济告别低增长转向高增长，形成正循环。 《Unraveling China's productivity paradox》研究报告揭示的中国制造业生产率悖论，在风电行业同样凸显出内卷发展的症结，这也印证了“低价格—低利润—低收入”的结构性循环困境。报告显示，中国制造业人均实物产出的劳动生产率平均达美国的2.4倍，而以名义增加值核算时，这一优势收窄至1.2倍；水泥行业的表现更为典型，中国工人人均实际产出略高于美国，但受产价格差异的显著影响，按名义增加值计算的生产率仅为美国的28%~50%。核心问题在于，中国制造业显著的生产率优势并未实现向劳动者收入的有效转化，据IMF数据，以名义美元计算，美国工人的工资仍是中国工人的5至6倍。 风电行业如果持续陷入单纯的产能比拼、价格竞争，便会重蹈此类覆辙，生产率的提升仅体现在实物产出规模上，却因缺乏价值溢价导致行业利润微薄，劳动者收入增长受限，最终形成“产能扩张—价格走低—效益下滑”的内卷闭环，既制约行业的创新升级与全要素生产率提升，也无法让生产率提升的成果真正惠及从业者。 依法自律，坚持底线，逐步摆脱低价恶性竞争泥潭。市场经济不是绝对的自由经济，不是放任不管，政府“有形的手”需要起到塑造秩序、健全规则的作用。低价竞争并非市场机制下的自由，而是扰乱市场经济秩序的违法行为，低价恶性竞争是各国政府严厉打击的行为。美国、法国、意大利、西班牙、瑞士、土耳其、波兰、澳大利亚和日本等国家，以及世界银行、亚洲开发银行等国际组织，都以立法形式禁止异常低价投标。除了在法律框架中加以指引外，世界银行、亚洲开发银行还单独发布了对采购中异常低价投标的应对指南，英国也在其《公共合同条例》中具体列明了应对异常低价投标的详细规则。 从2024年中央经济工作会议提出综合整治“内卷式”竞争开始，“反内卷”行动已上升至国家战略高度，彰显了党中央、国务院和各政府部门推动经济高质量发展的坚定决心。 2024年7月，中共中央政治局会议指出，要强化行业自律，防止“内卷式”恶性竞争。 2025年3月，《政府工作报告》提出，纵深推进全国统一大市场建设。加快建立健全基础制度规则，破除地方保护和市场分割，打通市场准入退出、要素配置等方面制约经济循环的卡点堵点，综合整治“内卷式”竞争。 2025年4月20日，施行《公平竞争审查条例实施办法》。 2025年6月27日新修订的《中华人民共和国反不正当竞争法》表决通过，于2025年10月15日起施行。 2025年7月1日，中央财经委员会第六次会议强调，纵深推进全国统一大市场建设，要聚焦重点难点，依法依规治理企业低价无序竞争，引导企业提升产品品质，推动落后产能有序退出。 2025年11月28日，工业和信息化部组织召开动力和储能电池产业“反内卷”座谈会之后，2026年1月7日，国家发展改革委、国家市场监督管理总局、工业和信息化部、国家能源局联合召开动力和储能电池产业座谈会，要求加强低价无序竞争监管和治理。 2026年全国市场监管工作会议，将深入整治“内卷式”竞争列为年度重点任务之首。 2026年1月9日，国家市场监督管理总局召开2025年综合整治“内卷式”竞争的新闻发布会，明确“内卷式”竞争是一种低价、低质、低水平竞争，不仅扰乱市场信号、降低市场资源配置效率，侵蚀企业长期竞争力，更影响产业结构优化升级与高质量发展。为贯彻党中央、国务院关于综合整治“内卷式”竞争的重大决策部署，国家市场监督管理总局制定了一系列制度标准和机制，通过完善长效治理机制，引导企业从同质化低效能竞争转向高质量高水平竞争。 在抵制低价恶性竞争方面是有法可依的。《价格法》第十四条第二款规定：“经营者不得为了排挤竞争对手或者独占市场，以低于成本的价格倾销，扰乱正常的生产经营秩序，损害国家利益或者其他经营者的合法权益。” 《招标投标法》第三十三条规定：“投标人不得以低于成本的报价竞标。”同时，《反不正当竞争法》《民法典》也对恶意扰乱市场秩序等行为进行了界定和规范。在不违反《反垄断法》的前提下，运用法律手段加强行业自律是切实可行的。 2025年10月10日，国家发展改革委、国家市场监督管理总局发布《关于治理价格无序竞争维护良好市场价格秩序的公告》：“调研评估行业平均成本。……指导行业协会等有关机构调研评估行业平均成本，为经验者合理定价提供参考。要求行业协会严格遵守价格法、反垄断法等规定，促进行业自律，引导经营者共同维护行业公平竞争秩序。” 企业讨论明确，用风电整机直接变动成本作为最低成本价参考（按材料等直接变动成本得出的最保守值，实践中基本是采用直接材料成本和直接人工成本，未含间接费用），即行业公认的明显低于任何一家企业成本价的价格水平，作为是否触犯自律公约的判断依据，价格标准按季度进行动态调整。 增进理解，凝聚共识，上下游共谋行业高质量发展。 国家要整治的绝非良性竞争，而是损害行业健康、透支未来的恶性竞争。这预示着，未来依靠不计成本的恶性价格战来扰乱市场秩序的行为，将面临更严格的监管和规范。在这个大背景下，风电行业的自律行动恰恰体现了与国家政策同频共振的觉悟与担当。更让人感到鼓舞的是，多数央（国）企领导从国家高质量发展的角度给予积极支持，这是对我们工作的最大肯定和鼓励。 现实中，有些项目的投资决策很难做，算不过来账，这是可以理解的。这可以通过一些方式和手段来解决，压低设备价格不是唯一的方法，便宜没好货是亘古不变的真理。针对现在全面市场化的新形势，原来采用的经济性评价方式行不通了，过去追求发电量，未来追求的是发电效益，我们需要优化经济评价和投资决策的办法与模型。此外，需要探讨将全投资收益率改为资本金内部收益率要求，或适度降低对项目收益率的限制。目前，华电等央企已经在进行相关调整。 当前，出现了一些暗价、藏价的现象，变相降低价格。希望大家与中央精神保持一致，继续支持 “ 反内卷 ” 工作，打赢这场攻坚战。 世界上还有一种英雄主义：始终保持希望，坚持说老实话。 1 技术创新是永恒主题 中国风电的蓬勃发展 ，是 三十年来多方努力与持续进步的结晶。在这段波澜壮阔的发展历程中，技术创新如同一股不竭的动力，为行业注入了源源不断的活力。风电装备制造能力的稳步提升，则为整个行业奠定了坚实的硬件基础。试验能力的日益精进犹如一把精准的 “ 标尺 ” ，确保了技术的可靠性与安全性。建设能力的持续突破，更为风电项目的高效落地提供了强有力的支撑。这些要素彼此交织、相互促进，共同书写了中国风电从起步到壮大的辉煌篇章。 从多场景能源版图的拓展到核心部件的迭代升级，再到绿色创新锚定零碳未来，中国风电技术以全链条硬核实力，筑牢驱动全球清洁能源转型的 “ 技术基石 ” 。 具体来看，海上风电技术不断取得新突破。2025年，中船海装发布了全球首台25MW级构网型海上风电机组，搭载全球最大功率构网型变流器。该机组故障电流可达300%额定电流（持续时间＞625m/s），支持跟网/构网模式在线无缝切换，适应短路比SCR≥1.2的弱电网，显著提升了我国深远海电力系统惯量支撑和频率电压稳定性，为海上风电进军弱电网、挺进深远海提供关键装备支撑。 2025年，由东方电气自主研发的全球最大26MW级海上风电机组，在山东省东营风电装备测试认证创新基地成功完成吊装。这台“巨无霸”机组轮毂中心设计高度达185m，风轮直径超过310m，机组高度更是突破340m。这一壮举不仅在单机容量和风轮直径两项关键指标上创下世界之最，更标志着我国高端装备制造迈上新台阶。 2025年，金风科技与三峡集团联合研发的16MW漂浮式风电机组在广西北海完成吊装，其风轮直径达到252m，刷新全球已吊装海上漂浮式机组单机容量及风轮直径纪录。 2025年，中国中车“启航号”在山东东营风电装备测试认证创新基地完成吊装，将漂浮式机组功率提升至20MW量级，风轮直径扩展至260m，首次应用平台稳定性控制与高海况自适应技术并创下平台用钢量低于300吨/MW的行业最优纪录，两项成果彰显我国风电技术实力。 在陆上风电方面，2025年，金风科技助力全国首个“风光储充换”一体化高速公路零碳示范项目落地。项目位于全国车流量最大的宁沪高速（G42）仙人山服务区北区，首创集风电、光伏、储能、充电、乘用车换电、重卡换电于一体的“六位一体”交通能源融合模式。服务区的绿电消纳率与替代率接近100%。 2025年，在由中国能建湖南省电力设计院投资建设的湖南沅江市草尾风电项目中，10台采用华斯壮预应力构架式塔架的风电机组顺利并网，成为全球首个采用跨沟渠、跨生产道路建设模式的风电场项目，开创了水域风能开发新模式。 2025年，华电宁安风水山风电项目作为全国首个批量使用10MW机组的陆上风电项目，总装机容量为200MW，共安装20台三一重能10MW风电机组，风轮直径达到230m，一举创下全国陆上最大容量商业化风电机组的新纪录。 关键部件不断进化。在齿轮箱方面，2025年，弗兰德（中国）发布全新REVO平台齿轮箱。这款产品凭借结构设计、轴承技术和材料工艺等一系列突破性技术创新，成功实现了高达300Nm/kg的扭矩密度，重新定义了齿轮箱性能的极限。 在发电机方面，2025年，中车永济电机发布全球首款35kV高压双馈风力发电机，首次在行业内实现了35kV双馈风力发电机定子直连电网的技术应用，成功攻克高压一体化设计、超高压绝缘技术以及高效散热系统等核心难题。该技术大幅降低了低压双馈机组低压变高压所需的变压器容量，显著减少机组整体成本，提升了发电效率。同时，由于无需额外配置传统箱式变压器，机组占地面积得以有效缩减，为风电场建设节约了宝贵的土地资源。 在变流系统方面，2025年，阳光电源正式发布全球首创的功率直调型变流器。这一技术突破实现了电网调度与变流器之间的直接通讯，在高压柔直闭锁故障时，变流器能够以最短时间将机组上网功率降至零。同时，通过变流器内置的撬棒回路，使传动链的能量得以快速消耗，从而大幅减少高压柔直系统中直流侧泄能装置的配置容量。 塔架高度领跑全球。短短十余年间，国内混塔领域经历了从技术探索到创新引领的跨越式发展。到2025年，中船科技与金风科技分别以200m和204m的高度再次刷新全球风电塔架高度纪录，为行业树立了新的里程碑。 可回收技术实现飞跃。2025年，金风科技、上纬新材与中材科技联合研发的220m以上可回收风电叶片成功下线；明阳智能自主研发的MySE23X可回收碳纤维叶片、时代新材推出的可回收热固性树脂TMT82叶片也相继问世。这些创新成果不仅实现了材料的循环利用，还有效解决了传统玻璃钢叶片在处置过程中面临的环保难题。 碳纤维稳定量产，产销量第一。2025年，吉林化纤集团碳纤维产能跃升至7万吨，销量提升至5.6万吨，产销量均位居全球第一。 从结构骨架的极限突破到核心心脏的高精尖智造，中国风电制造以全链条硬核实力，定义了全球清洁能源装备“制造基石”。 铸件：极限工艺的集中体现。作为行业先锋，山东国创以单重达190吨的全流程铸件生产能力，展现了对极限工艺的不懈追求和自主装备能力的高度自信。其自主装备成果尤为亮眼：自研深孔镗床突破了传统加工的限制，实现镗孔直径达4m、深度达6m的卓越加工能力，为大型工件的高精度制造提供了强有力的技术支撑。自研龙门车铣中心具备直径10m、长度20m的超大加工范围，为超大型风电部件提供了高精度加工解决方案。自研高精度镗床成功攻克新型风电轴承座36个销孔位置度要求0.08mm的难题，将制造精度推向全新高度。 锻件：大国重器的坚实保障。作为全球锻件制造的领军企业，伊莱特重工以2.2万吨锻压机（全球最大吨位）及22m碾环机，彰显了全球领先技术实力。该公司已实现直径12m级巨型塔筒法兰的制造与发运，为超大型海上风电机组提供关键的结构连接保障。 塔筒：极限规格的工艺突破。作为塔筒制造的技术标杆，大金重工以250mm板厚、16m直径卷板的极限规格生产能力，展现出无与伦比的技术实力与全球市场竞争力。 叶片：AI智造的标杆。作为全球叶片AI智造标杆，三一重能韶山工厂以5G超级叶片AI智造产线，引领智能制造方向。 齿轮箱：加工极限和精度的突破。 作为齿轮箱制造技术领军企业，德力佳齿圈突破了4m的限制，实现5m以内齿圈内齿的极致加工和精度，为大功率机组的突破提供坚实保障。 轴承：全流程智能化制造的标杆。作为轴承智能化制造标杆，洛轴智能工厂以P4级超高精度与高效产能，从原材料到成品的全流程智能管控，不仅满足行业的严苛需求，更为智能化转型注入强劲动力。 发电机：半自动化生产的典范。 作为发电机制造的创新先锋，株洲电机以全球首个半自动化风电发电机生产线，提升了生产效率与产品一致性，为全球客户提供可靠、稳定的解决方案。 从整机性能验证到核心部件测试，中国风电试验能力以全链条硬核实力，筑牢全球清洁能源装备研发的“试验基石”。 叶片测试：超长尺寸的性能突破。鉴衡认证中心建设的全球最大的200m叶片试验台，可以实现超长叶片的全尺寸静力、疲劳测试，从而突破大型化叶片的技术瓶颈，为风电机组叶片研发提供关键数据支撑。 齿轮箱测试：超大功率的传动保障。 德力佳、南方宇航建设的全球最大的 32MW 风电齿轮箱试验台，覆盖全球最大功率等级齿轮箱的性能测试、寿命测试，以验证传动链可靠性，为大功率机组传动系统研发保驾护航。 电机测试：高功率密度的效能验证。 株洲电机建设的全球最大的 30MW 风电电机试验台，可以模拟高功率密度电机的运行特性，测试其在极端载荷下的稳定性，从而推动高效能发电机技术迭代。 轴承测试：核心部件的寿命保障。 全球最大的轴承试验台，可以提供覆盖风电全系列轴承的寿命与性能测试，模拟极端工况下的磨损、疲劳特性，为核心部件可靠性提供数据支撑。 从陆上复杂地形到海上远海深水，中国风电建设装备以全场景硬核实力，筑牢全球风电规模化开发的“工程基石”。 陆上叶片运输：超长构件的通行突破。中国的工程能力，在满足国内需要的同时，也为越来越多的国外项目建设提供了关键支撑。比如，在塞尔维亚的首个山地风电项目建设过程中，中国研发的叶片举升装置解决了长叶片的运输难题，助力该项目并网。 2025年，山东中誉推出国内首台120m级叶片模块化运输车。它采用多轴线液压转向系统，可实现360°全轮转向，解决了超长叶片在山区、丘陵等复杂路况下的转弯、爬坡难题，可以在陆地高效转运10MW+级风电机组叶片。 2025年，安徽信捷成功完成东方电气153m风电机组叶片的运输任务，刷新了国内最长风电机组叶片运输纪录。 陆上风电机组吊装：超高机位的精准就位。2025年，中联中科推出4000吨级全地面起重机，吊臂高度达到206m，起重量达到200吨，可以满足190m高度、16MW机组的吊装需求，吊装效率较传统设备提升30%。 徐工XGL3300-220S动臂塔机适用于戈壁、山地等狭窄作业面场景，作业场地仅需30×65m，解决了极限小场地超高风电吊装难题。其最大起重量为220吨，最大起升高度突破220m，可以满足190m以下、15MW级风电机组吊装需求。整机可以实现大部件转场、大单元运输、大模块吊装，高效快速完成拆卸、转运、安装设备，同时无附着、无基础独立落地安装设计，大幅提升设备综合利用率，实现了成本节约和效能跃升。 海上风电机组吊装：深水超大型机组的安装。2025年，电建志高号3600吨全回转起重船、“电建志远”号1600吨自航自升式海上风电安装船在南通交付。“电建志高”号总长182m，型宽49m，型深15m，最大起重能力3600吨，起重机最大起升行程140m，适用于当前主流海上风电基础施工、海上升压站等海事工程吊装作业。电建志远号专攻超大型风电机组一体化安装，船长123.95m，型宽48m，型深9.50m，搭载1600吨主起重机与350吨辅起重机双机协同系统，主起重机主钩最大起升高度总行程190m，可以满足目前主流的风电机组安装需要，具有一次携带多套风电机组设备以及大型桩基础的运输能力，配合DP-2级动力定位与四条125m超长桩腿设计，可以在水深70m海域施工。 2025年，1500吨自航自升式风电安装船“华夏鸿鹄01”在烟台交付。它是国内领先、国际先进的第四代风电安装船，船长139m、型宽50m、型深10m，可变载荷8000吨，配备1500吨绕桩式全回转起重机（作业半径45m）、DP2级动力定位系统、四条120m桁架式桩腿，具备70m最大作业水深的卓越性能，拥有无限航区航行能力和复杂海况下的作业稳定性。该船能够完成16MW及以上超大型海上风电机组的吊装任务，起升高度可达185m，突破了传统安装船的作业极限，为我国深远海风电规模化开发提供关键装备支撑。 2026年1月13日，全球首台20MW海上风电机组由“大桥海风”在福建漳浦吊装完成。“大桥海风”是一艘国内领先、国际先进的第四代2000吨自航自升式风电安装平台，船长138m、型宽53m、型深10m，可变载荷13000吨，配备2000吨绕桩式全回转起重机、DP2级动力定位系统、四条131m桁式桩腿，具备70m最大作业水深的卓越性能，拥有无限航区航行能力和复杂海下的作业稳定性。该船能够完成25MW及以上超大型海上风电机组的吊装任务，起高度甲板以上可达185m，是目前国内综合吊重性能最强、效桩腿国内最长的风电安装平台。 新的技术趋势都是定义未来应用场景的重要方向。未来几年，新技术和新产品如何找到大规模用武之地，是大家非常关心的问题。最近，由河北省发展改革委牵头承办的“雄安国际绿色能源技术应用大赛”，正面向国内外公开征集风光、储、氢等绿色能源装备，场站建设运维，城市综合能源应用等领域新技术和产品。特别值得一提的是，河北省在多个地市设置了69个应用落地场景，支持入选的光伏、氢能、储能、虚拟电厂等绿色能源技术应用，机会非常难得，欢迎大家踊跃报名。 这里引用产业研究专家林雪萍的一句话，“这将是一个新的工业时代，规模之下有技术的深度，速度之中有体系的次序，创新背后有理性的力量。一个充满生气、富有秩序与创造力的工业时代正在加速到来。” 未来风电大型化进程中的技术瓶颈与突破路径： 寻 求 概率下的确定性之路。在过去的十几年间，全球风电产业经历了前所未有的大型化浪潮，机组单机容量迈向20~25MW级，风轮直径突破300m。这一进程在显著提升发电效率的同时，也系统性让传统设计范式面临巨大挑战。如今，行业内越来越多的参与者正逐渐感受到这些挑战带来的影响。随着质量安全意识的增强，以及风电项目面临市场化电力交易的压力，行业或将突破既有的设计模式，在机组大型化后的时代，走上一条不断寻求增强安全和收益的确定性的创新之路。 大型化浪潮下的设计范式危机——大型化已触达物理边界，传统设计范式面临根本性挑战。风电机组“以大为纲”的发展逻辑，本质上是平方-立方定律突破与LCOE竞争压力共同驱动的结果。一方面，理论上能量捕获随扫风面积平方增长，市场倾向于信任由此带来的发电量增益，哪怕这些收益只是体现在理论数字上。另一方面，机组的整体质量（成本）理应随尺寸增加保持立方增长。然而，行业通过材料创新、控制优化和结构柔性化，将质量增长指数成功地压制在2.3，而非3。也就是说，现在的机组比理论上的质量增长总体上使用了更少的材料。这还只是基于2014年的研究成果，在此后的10年间，随着机组大型化进程的快速推进，这个质量（成本）指数只会被压缩得更小。这个平方-立方定律的“剪刀差”，让LCOE在理论数值上显著降低，推动了大型机组的规模化发展，而规模化发展又进一步带来成本降低，这个循环的收益旋涡让行业沉浸于其中难以自拔。 近些年的实践让行业逐渐感受到这个收益循环开始触碰到一个物理边界：一方面，风轮尺寸增长所带来的发电量增加偏离了理论上的平方关系，效果越来越低于预期。另一方面，通过压低质量指数节省材料（成本）的方法，带来了质量和可靠性的忧患。 技术瓶颈根源的三重制约机制：尺度效应带来的无法忽视的理论缺陷；安全裕度方法的不足；从单体到系统的影响。 第一个核心技术挑战是入流条件与设计标准断层。当叶片尖端跨越大气边界层表面层（通常100~300m），当整机成为大气中的主动扰动源而非被动响应者，传统设计体系正遭遇根本性质变。具体技术挑战是，IEC标准假设（均匀风、稳态）与300m级叶轮实际风况（湍流差异40%、极端事件低估30%）错配。解决方面包括：强化场址测风，优化大尺度风况模拟，充分应用概率化设计。 第二个核心技术挑战是柔性叶片稳定性难题。随着叶片长度增加，尺度效应和叶片柔性带来的新挑战，让现有的计算分析越来越失真，小兆瓦级别机组可以忽略的一些影响很小的变形、偏差，如今却严重影响着计算的准确性。具体技术挑战是，高雷诺数非线性、弯扭耦合、气弹效应（VIV/SIV），现有BEM模型失效。解决方向包括：研发大尺度气弹模拟方法，积累高雷诺数气动数据。 第三个核心技术挑战是尾流效应预测失准。具体表现为，传统模型忽略大气稳定性，功率预测不确定性达20%~50%。解决方向包括：建立大气稳定性关联尾流模型，分工况进行计算。 第四个核心技术挑战是高保真建模效率悖论。前面3个挑战的解决办法，都与建立更加真实有效的模型和仿真方法相关。事实上，无论是流体和气动计算，目前都有更加精确的计算方法，如CFD、大涡模拟（LES）和自由涡尾迹（FVW）计算方法等。然而，巨大的计算资源投入和模拟时间，限制了这些方法在工程实践中的普遍应用。具体技术挑战为，LES等精确方法计算成本极高（单工况100万CPU小时），无法满足工程需求。解决方向包括：融合AI的降维度算法，高保真与传统模型结合。 第五个核心技术挑战是制造与材料不确定性。在叶片制造过程中，纤维褶皱缺陷可使压缩强度降低30%~50%；主梁的典型制造孔隙率在2%~3%，局部可达5%，导致设计时需要额外增加15%的材料厚度，质量增加约6%。因此，不同缺陷带来的不确定性影响明显不同。具体技术挑战为，纤维褶皱、孔隙率等缺陷导致强度下降30%~50%，安全系数无法覆盖工厂和批次差异。解决方向包括：建立缺陷量化评价体系，积累部件级测试数据。 第六个核心技术挑战是验证不足的设计困境。无论是新型机组设计，还是建立新的模型或计算方法，都需要通过真实的实测数据加以验证，形成闭环并不断迭代完善。这些数据甚至应当尽可能多地覆盖机组的各个部位和参数，并贯穿从测试到运行的各个生命周期环节。具体技术挑战为，产品定型验证不足，公共数据匮乏（90%为商业机密），测试方法局限（叶片预埋光纤存活率<60%）。解决方向包括：加大中试投入，搭建行业共享验证数据库。 第七个核心技术挑战是系统级分析能力不足。具体表现为，整场尾流控制需要权衡（在某个案例中，增加2.5%的发电量，部件疲劳损伤增加了18%）；区域协同与电价预测缺失。解决方向包括：汇总区域运行数据、建立系统级协同规则。 第八个核心技术挑战是海上漂浮技术模拟缺失。 具体表现为，六自由度运动导致动态入流，台风等极端条件数据不足，无成熟计算平台。解决方向包括：水池测试，长期驻场测试积累数据，开发多自由度一体化计算平台。 面对上述挑战，需要产学研协同，集全行业之力发起“鲲鹏御风”强基行动，涵盖“天乾计划”“地坤计划”“风巽计划”三项研究计划。 天乾计划旨在突破尺度效应理论缺陷，重构算法基础，关键工作包括： （1）建立精细化特定场址测风要求，按照场址条件类别改变测风方法，开展极端条件的概率分析。 （2）开创新的大尺度条件下的风况、尾流模拟、气动计算和漂浮式一体化仿真方法，融合高保真仿真、简化模型与实测数据，借助AI开发精确且高效的多物理场降维度工程仿真方法。 （3）探索建立开源化的协同计算平台，鼓励全球行业设计者贡献、优化计算模块。 地坤计划旨在构建测试与制造缺陷的数据根基，关键工作包括： （1）建设公共风洞测试资源，配备可编程湍流发生器，完善翼型在高雷诺数、大功角和三维运动下的气动数据，形成行业共享的翼型数据库。 （2）开展一系列典型场址条件、典型机组的精细化研究性测试，为理论研究和新算法开发提供数据支撑。 （3）集中行业力量，开展大量的部件级制造缺陷和损伤的性能敏感性测试，以及针对新材料、新工艺的性能测试，打破不确定的安全系数设计方法，推动材料和制造革命。 （4）研究系统级的地面实验和挂机实验方法体系。 （5）开展长期的漂浮式风电机组驻场测试。 风巽计划旨在构建场站级全生命周期数据生态，关键工作包括： （1）研究以气象数据、长周期变化、极端天气概率为基础的环境条件预测方法。 （2）搭建大兆瓦机组风电场风况条件、机组运行数据（SCADA+CMS）和维护记录的脱敏数据库，用于新的机组设计仿真方法的智能学习与开发，并优化大规模尾流模型。在不泄露商业机密前提下，训练行业级功率与载荷预测大模型。 （3）规范标准化的数据记录与存储方式，对入库数据进行数据治理与质量评价，保证数据的有效与纯正。 （4）开发区块链存证系统，确保设计-制造-运维-退役数据全链条不可篡改。 （5）研究区域系统级智能监测与运维的分析方法。将运维期健康监测数据实时融入机组剩余寿命评估和定制化出力规划。 （6）逐步汇总各地电价实时数据库，建立以最优收益为目标的风电场定制化出力曲线和控制模型。 以上三大计划如能够实现关键突破，有望使大型风电机组的设计开发与运行转向一个全新范式，项目层面无论是可靠性还是发电收益都将进入一个确定性更强的时代。 开展上述计划将推动风电行业实现从“经验依赖”到“数据驱动”，从“单体优化”到“系统最优”，从“不确定性容忍”到“确定性保障”的转变。 具体而言，包括： 设计范式转型：IEC标准从等级分类转向场址特异性概率设计，载荷仿真更精准。制造模式升级：引入损伤容限设计，量化缺陷影响，替代单一安全系数法。 技术创新加速：提升项目接受创新风险的信心，推动新材料、漂浮式风电应用。 运行收益优化：实现风电场集群协同，出力规划与电价预测更精准，收益确定性提升。 通过这些计划，最终将迈向“可预测、可控制、可持续”的确定性未来，进一步巩固中国在全球风电技术创新方面的引领地位。 风电是全体风电人的风电，热爱风电、发展风电、建设好风电是每一个风电人的责任。希望大家一起努力，让我们永远做引领者，使得风电产业进一步发展壮大，更好地支持推动能源转型，让全人类过上更美好的生活。 2 国际化 中国风电机组出口呈现稳步增长之势。自2007年首次实现出口以来，中国风电机组出口容量不断攀上新高峰，到2015年累计出口容量突破200万千瓦，到2020年突破600万千瓦，到2023年突破1500万千瓦，到2024年突破2000万千瓦，到2025年突破2800万千瓦，比2015年增长13倍。 海关总署的最新数据显示，2025年1—12月中国风电机组出口额为126亿元，同比增长48.7%；同期中国风电机组零部件出口额为231亿元，同比增长16.8%。 中国风电机组已分布在60多个国家。近三年，中国风电机组主要出口至亚洲地区，包括中亚五国、东盟、南亚等，南美与非洲地区，包括北非地区和南非，近两年的出口容量明显增长。截至2025年年底，中国风电机组出口的国家超过60个，累计出口容量排名靠前的国家包括越南、沙特阿拉伯、埃及、澳大利亚、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦、南非、巴西等。 中国企业“走出去”时更加注重本地化。目前，中国企业已在20多个国家设有生产基地、研发中心和运维服务中心。其中，整机企业在5个国家建有生产基地，在8个国家设立研发中心，在17个国家设有运维服务中心；零部件企业在6个国家建有生产基地，在2个国家设立研发中心，在2个国家设有运维服务中心。在各国中，德国和丹麦均设有5家中国风电企业的研发中心，印度设有5家中国风电企业的生产基地，有4家中国风电企业对沙特阿拉伯有投资意向。 与此同时，外资风电企业早已扎根中国市场。目前，有13家外资企业在全国16个省份建有20多个风电设备制造基地。根据全球风能理事会（GWEC）的数据，外资整机企业每年约有15GW容量是在中国生产的，占全球产能的7.5%。这些企业也为中国风电产业发展做作出过巨大贡献。 全球风电产业发展将进一步提速。据GWEC在2025年第三季度发布的最新预测，2025年全球将新增风电装机1.51亿千瓦，2025—2030年合计新增约10.6亿千瓦，年均新增1.76亿千瓦。其中，全球陆上风电将新增装机9.08亿千瓦，年均约1.51亿千瓦；海上风电将新增1.52亿千瓦，年均超过2500万千瓦。除中国外，德国、印度、美国、英国、越南、巴西、澳大利亚、法国、西班牙、土耳其、波兰将是主要市场，预计这些国家的风电新增装机容量都会超过1000万千瓦。 然而，除中国外，其他地区的产业链都将面临不同程度的瓶颈。从各区域来看，亚太地区是全球最大的风电机组装配和关键零部件生产中心，陆上风电产能主要分布在中国和印度。到 2030 年，在亚太地区的各个国家中，除中国外，只有印度的陆上风电产业链可以基本满足建设需求，海上风电产业链均无法满足本地与区域建设需求。 在拉美地区，只有巴西的陆上风电产业链可以基本满足建设需求，但到2035年其齿轮箱产能仍无法满足建设需求；海上风电产业链目前处于空白状态，到2045年仍无法满足本地与区域建设需求。 欧洲是全球第二大世界风电机组装配生产基地，2030年后该地区海上风电产能将不足以支撑建设需求。 这里引用林雪萍的话，“无工厂，不胜利。没有工厂落地，很难在海外取得真正胜利。想靠纯贸易打天下的时代已经彻底过去。2020年之前，我们谈‘溢出’，现在则主要是‘迁移’，而且迁移的等级和深度越来越大了。” 这给中国风电行业带来了更大的挑战。卖设备相对简单，在海外建工厂十分复杂，业界需要解决遇到的问题。我们得走出去建厂，而且不只是建完整的工厂，相关的产业环节也要向外转移。就像林雪萍说的，这不仅仅是简单的溢出，更是实实在在的产业迁移，而这对我们来说挑战也更大了。卖设备、做贸易是最直接简单的，建个总装厂也不算难，但如果要在当地把完整的产业链搭建起来、组织起来，就会复杂很多。 3 新焦耳秩序 之前，我读了凯雷集团发布的《新焦耳秩序》报告，谈及能源转型的演变过程，提出全球能源进入了一个“新焦耳秩序”时代。这份报告很有意思，建议大家读一读。 报告认为，现在人们提到能源转型，往往都认为是为了应对气候变化、解决环境问题，这是不对的。实际上，今天所说的能源转型源于1973年的石油危机，这是对“石油枯竭的恐惧”，石油峰值指的是“供应峰值”。20多年后，对全球变化的日益关注，催生出另一种石油峰值的理论——“需求峰值”，这是对“石油过剩”，对化石能源大量使用引发全球重大环境生态危机的恐惧。由此促成《京都议定书》和《巴黎协定》的签署，全球承诺大幅削减化石能源使用，以实现净零排放，达到“石油需求峰值”。最近几年，地缘政治、逆全球化、美国实现能源独立等因素，导致全球开始关注能源独立和能源安全问题，这成为当前全球能源转型的主要驱动力。 安全第一，经济效率第二，环境第三，成为各国制定能源战略的考量原则。化石能源在全球范围内的分布十分不均衡。缺少化石能源的国家，只能依靠进口，难以保障国家的能源安全。但每个国家都拥有风、光资源，能否充分加以利用，取决于技术能力。因此，很多国家将大力发展可再生能源能源作为保障本国能源安全的关键路径。可再生能源能够降低各国能源对外依赖，重建能源安全、经济性和环保性的平衡。而且能源安全和独立的推动力比环保，甚至经济效益的推动力更大，更能加快推动能源转型。《新焦耳秩序》报告指出，1973—1993年，在石油危机推动的能源转型中，全球化石能源消费占比由94%减少到85%，降幅为9%。2014—2024 年，在应对气候变化和实现净零排放推动的能源转型中，全球化石能源消费占比从 85%降至81%，降幅为4%。 目前，风电、光伏已成为最便宜的电力来源。 开发本地风、光资源，可以降低对外来能源的依赖，是实现能源安全与独立的必由之路。 每个国家都需要独特的能源结构组合，这取决于其资源禀赋、成本和安全需求。各国只有结合自身资源禀赋与经济安全，通过多种能源来源构建多样化的焦耳能源组合，才能使本国免受地缘政治的经济冲击。实现这一生态系统，需要不同地区采取差异化策略。显然，每个国家都需要独特的能源结构组合，在资源禀赋、成本和安全需求之间取得平衡。 比如，美国拥有丰富的本土油气资源和优质风光资源，安全溢价需求较低，能源资产组合仍将以化石能源为主，并在具有竞争力的地区发展核电和可再生能源。 欧洲将提高核电和可再生能源占比（如法国在50年前就做出核电战略承诺，未来将推广小型模块化堆），同时保留必要的油气。风光资源较差的地区，需要重点投资长时储能和电网扩建。 在亚洲地区，中国将延续当前的发展路线，利用本土化石能源支持经济发展，同时限制进口，持续发展核电和可再生能源。印度的化石能源资源匮乏，将重点发展可再生能源和核电，并适度增加煤炭产量。日本既缺化石能源又少光照资源，且受核电历史阴影困扰，必须重启核电并开发特殊可再生能源方案，同时接受对进口化学储能能源的长期依赖。 因此，美国总统特朗普退出《巴黎协定》，否定气候变化，并不会影响全球可再生能源发展，欧洲、南美、东南亚、非洲都需要通过开发可再生能源来解决能源独立和安全问题，以及经济发展问题。中国风电企业加快“走出去”，并不仅仅是为了打开更大的市场空间，其他国家同样需要“中国方案”来解决他们的问题。中国新能源产业必须有这样的格局和担当。 全球能源系统的转变不会以线性或稳定的方式展开。相反，它将是多维的——在不同地区以不同的速度和方式展开，采用不同的燃料和技术组合，受制于相互竞争的优先事项，并由政府和企业制定各自的道路所决定。 4 石油美元、AI美元与绿色电力人民币 未来，电将是一切。 国际能源署（IEA）预测，到2027年中国的用电需求将达到11.8万亿KWh，2022—2027年均复合长率达到5.9%，位居全球第一，远超美国的1.9%，以及欧盟的1.7%。 中国是唯一一个电力需求增幅大于 GDP 增幅的国家。 究其原因可以发现，在中、印、美、欧几大经济体中，中国的电气化率水平逐年提升，且远高于其他经济体。 目前，可再生能源在全球扮演着越来越重要的角色，亚太地区的绿色电力总发电量和增长率均处于全球领先位置。 全球能源智库 Ember  的报告显示， 2025 年欧洲的风光发电量首次超过化石能源，风电成为核电之后最大的单体发电来源。 中国电力增长主要体现在工业（包括新能源产品制造）、建筑（包括数据中心）及其他（包括电动汽车）等领域。 中国工程院院士薛禹胜指出，未来能源系统的核心是电力和电网。 接下来，我们谈谈石油美元、AI美元与绿色电力人民币。 我们先看一下什么是石油美元。石油美元的本质并非美国在布雷顿森林体系崩溃后主动设计“美元锚定石油”的阴谋，而是沙特阿拉伯等石油顺差国与美国基于各自利益诉求，双向适配、逐步强化形成的“石油贸易美元结算-顺差回流美债-安全承诺绑定”的霸权闭环。 20世纪70年代，美国作为全球最大石油进口国，从中东大量采购石油，持续输出美元，形成巨额贸易逆差。沙特阿拉伯等产油国则积累海量石油美元顺差，亟需安全、高流动性的投资渠道。美国顺势承接回流，通过美债、金融资产吸纳石油美元，同时以军事安全承诺、高端武器出口为中东产油国提供保护，形成“石油贸易用美元-顺差买美债回流-安全换结算主导”的互补格局。 然而，如今这个闭环正在松动：美元被频繁武器化，让各国失去信任；美国从石油进口国转身为出口国，昔日的利益共同体不复存在。更重要的是，能源转型浪潮正在终结石油的战略核心地位。数据不会说谎，全球美元储备份额已从峰值的72%跌至如今的58%，石油美元的衰落绝非偶然，而是历史的必然。 AI美元并非“锚定算力”，而是依托AI技术垄断构建的数字霸权。面对石油美元的衰退，美国试图以AI为新抓手，依托AI核心技术与算力垄断，构建“算力服务美元计价-资本吸附-数字金融绑定”的数字美元霸权，而非简单“锚定算力”。 当前，美国垄断全球AI核心环节——英伟达等企业掌控高端芯片制造，头部科技企业主导大模型算法与算力基础设施，AI算力、模型、服务均以美元为核心计价结算。同时，美国通过AI产业吸附全球资本，将算力资产作为稳定币抵押品，推动形成“算力-美元-稳定币”的数字环流，借助数字金融基础设施（如稳定币规则、跨境支付体系）进一步强化美元在数字经济时代的主导地位，对冲去美元化趋势。 然而，AI美元在本质上是“技术垄断型霸权”，其构建的数字霸权逻辑存在致命缺陷，难以复刻石油美元的成功，甚至注定行不通。 绿色电力人民币并非“锚定绿电”，而是依托新能源技术与产能构建的人民币共赢国际化。中国跳出“霸权思维”，依托新能源技术与全产业链产能优势，构建“绿电贸易/设备人民币结算-产能输出-共赢发展”的人民币国际化新路径，其核心是“依托优势赋能全球，以共赢提升货币地位”，而非单向“锚定绿电”。 中国是全球风电、光伏、储能、特高压的全产业链大国，技术领先且成本优势显著，全球新能源发展离不开中国的设备、技术与产能。在此基础上，中国通过“一带一路”等平台，向全球输出风电、光伏设备，帮助发展中国家利用本土风光资源实现能源自主；同时输出资本建设风电场、光伏电站，依托装备制造能力协助开发新能源矿产并进行深加工，推动技术转移，带动当地产业升级与经济发展，形成“中国输出产能技术-他国实现能源自主-双方共赢发展”的良性循环。 在这一过程中，绿电贸易、设备采购、项目投资均以人民币结算，结合人民币跨境支付系统（‌CIPS）、数字人民币与区块链技术，逐步摆脱对美元的依赖，推动人民币在新能源领域的国际化，构建多中心、分布式的货币格局。 这是对石油美元、AI美元与绿色电力人民币进行的三维对比。其中，石油美元依托石油贸易，以“美沙利益耦合”形成霸权闭环，是化石能源时代的产物，终因能源转型走向衰退，其背后的化石能源发展模式也因不可持续被全球摒弃。  AI美元依托AI技术垄断，以“数字霸权迭代”延续美元主导，是数字时代的续命之举，但因技术垄断不可持续、数据主权觉醒、电力依赖短板等致命缺陷，注定是行不通的，无法复刻石油美元的成功。 绿色电力人民币依托新能源产能与技术，以“共赢发展”推动人民币国际化，是能源转型时代的新范式，既能够解决全球能源与环境的核心矛盾，又契合人类命运共同体理念，是全球可持续发展的必由之路，也是人民币国际化的核心战略赛道。 中国新能源产业技术，是解决全球能源和环境问题的必由之路，是支撑全人类过上美好生活的可行之路。 中国新能源人，应把为全球提供可持续发展的解决方案作为使命，这正是习总书记提出的构建人类命运共同体的具体行动。 让国家因为我们而强大，让社会因为我们而进步，让人民因为我们而富足。这就是风电人应有的责任和担当。 5 AI 这是美国科幻作家威廉·吉布森的一句名言：“未来已来，只是尚未普及。” 我想和大家 谈谈人工智能（AI）的未来发展，聊聊为什么国家会把人工智能提升到重构生产生活范式、变革生产力与生产关系的战略高度。 2025年8月，国务院印发《关于深入实施“人工智能+”行动的意见》，提出：推动人工智能与经济社会各行业各领域广泛深度融合，重塑人类生产生活范式；促进生产力革命性跃迁和生产关系深层次变革，加快形成人机协同、跨界融合、共创分享的智能经济和智能社会新形态；到2027年，率先实现人工智能与六大重点领域广泛深度融合，新一代智能终端、智能体等应用普及率超70%；到 2030年，智能经济成为经济重要增长极，应用普及率超90%。到2035年，全面步入智能经济和智能社会发展新阶段。 该政策同时明确了六大重点行动，包括“人工智能+”产业发展、消费提质、民生福祉、治理能力、全球合作，以及八项基础支撑，包括提升模型基础能力、加强数据供给创新、强化智能算力统筹、优化应用发展环境、促进开源生态繁荣、加强人才队伍建设、强化政策法规保障、提升安全能力水平。 这不仅是一项技术指导文件，更是经济社会各领域转型升级的导航图，社会发展的动力引擎将发生质的改变。十年前的“互联网+”创造了一个时代，今天的“人工智能+”将会开启另一个崭新的时代。 这一定位，精准点出了人工智能的核心价值——它从来不是一个简单的效率工具，而是像Notion创始人赵伊凡在《蒸汽、钢铁与无限心智》里所说的“时代材料”，会以前所未有的速度，彻底重塑我们的工作、企业组织乃至整个社会的运行逻辑。 赵伊凡认为，AI就是工业革命时代的“蒸汽”和“钢铁”，AI就是一个无限的大脑，将彻底颠覆一切。 大家都能感受到，如今AI的进化速度已经超出了过往所有技术革命的节奏。工业时代，蒸汽机从出现到广泛应用历经几十年；信息时代，智能手机、移动互联网从诞生到成熟用了十几年；而当下的人工智能，是以天、以周、以月为单位在迭代突破，这种速度注定了它不会只停留在“辅助做事”的层面。赵伊凡在文章里用了一个很形象的比喻，乔布斯曾把个人电脑称作“思维的自行车”，靠人力驱动提升效率，而现在的AI，正从“思维的自行车”快速进化成“自动驾驶的汽车”，这正是国务院文件中“生产力革命性跃迁”在个人层面的直观体现。 过去我们用AI写代码、做文案、出方案，只是把它当作省力气的辅助工具，就像骑自行车时有人推一把；但未来的AI，完全颠覆这个逻辑——你不用再自己“蹬车”、不用事无巨细亲力亲为，只需要明确方向、给出目标和要求，AI就能自主完成全流程任务。就像文章里提到的，顶尖程序员早已不再亲自写代码，而是成为AI代理的管理者，调度多个AI同步工作，从“10倍程序员”升级为“30到40倍工程师”。这意味着，个人的工作角色将彻底转变：从执行者变成决策者、指挥者，执行力逐渐贬值，而判断“做什么、不做什么”的核心判断力，成为了最稀缺的能力。这正是人工智能带来的生产力变革，让人类的劳动价值从体力和基础脑力，转向更高维度的思考与决策。 如果说对个人，AI实现了生产力的质的提升，那对企业和组织而言，AI的核心价值就是推动生产关系的深层次变革，这也是国务院《关于深入实施“人工智能+”行动的意见》中，对产业发展的核心要求，更是赵伊凡在文章里用钢铁、蒸汽机做隐喻想传递的关键。赵伊凡说，钢铁让建筑突破六七层的高度限制，蒸汽机让工厂摆脱水源的束缚，而AI，就是让企业摆脱“人类尺度”管理困境的核心力量。 我们现在很多企业用AI，还停留在“换水车不换厂房”的阶段——把AI聊天机器人简单叠加在旧的工作系统上，该开的对齐会照样开，该做的跨部门协调照样做。大家不妨想想，日常工作中我们有多少时间浪费在无意义的沟通协同上？销售拿到单子，要和交付、研发、采购层层对齐，一周开好几次协调会，大量事务性脑力工作消耗了核心精力。而未来的企业，会因AI实现生产关系的彻底重构：企业里会有无数个智能体各司其职，销售拿到单子后，智能体会自动对接采购、研发、交付等全环节，智能体之间自主协调、完成所有事务性工作，整个流程无需人工介入。 人要做的，只是在关键节点做决策——比如这单生意接不接、核心价值观如何把握，把人从繁琐的流程中彻底解放出来。就像Notion现在已经落地700多个AI代理，处理会议记录、IT请求、员工入职等重复性工作，这只是开端。未来的企业，会是人机协同的全新组织形态，层级、流程、审批体系都会被重构，企业扩张不再受传统沟通效率的限制，这就是人工智能带来的生产关系变革，让企业的资源配置、协作模式、组织架构，都适配智能时代的发展需求。 当AI完成对个人生产力、企业生产关系的变革后，其影响会延伸到整个社会，最终实现国务院文件中描绘的“智能经济和智能社会新形态”。赵伊凡在文章里说，钢铁和蒸汽机让城市从“步行可达的佛罗伦萨”，变成了高密度的特大城市；而AI，会让我们的知识经济、整个社会，从“人类尺度”的运作模式，升级为超大规模的智能协同模式。未来的社会，智能交通由AI自主调度，城市管理各环节由AI自主协调，各行各业的产业链由AI无缝打通，人与人、人与组织、组织与组织之间的协作，不再依赖人工沟通，而是靠智能体实现高效对接。 这也正是国务院《关于深入实施“人工智能+”行动的意见》中规划的未来。 这个过程中，整个社会的运行效率会实现质的飞跃，这不是原有基础上的效率提升，而是从底层逻辑上改变了社会的生产和运行方式，是生产力与生产关系双重变革后的必然结果。 AI的应用早已渗透到具体行业，如风电领域。在2025年风能新春茶话会上，我分享了自己对AI的学习以及与赋能风电的案例。它能够实现风电场机位设计寻优，提升发电效率；通过故障分析预警，应对少量偶发事件，满足高可靠性需求；参与单机控制、电网稳定性调节等日常工作。借助机器学习，AI可以处理海量数据、优化模型参数，同时在场站出力控制、运维规划、多能源协同调度等方面发挥重要作用，让风电行业更智能、更高效。 接下来，我们深入AI应用的核心支撑——由基点起源公司的创始人戴宗宏提出的全要素建模理论基础，很好地描述了公司业务的数字化、智能化以及与AI 的关系。 当前，工厂面临不少痛点：系统割裂，MES和DCS各自为政，缺乏全局视角；数据丰富但决策单一，海量异构数据没得到有效关联分析；非结构化经验难以复用，依赖老师傅个人经验，知识传承困难；更关键的是，真实产线试错、调度调整的风险高、成本大、周期长。 针对这些痛点，ATOMS虚拟工厂给出了解决方案。它是机理+AI双驱动的数字孪生体，内嵌行业物理/化学机理，遵守工艺限制和安全边界；基于数据深度学习产线特性，捕捉设备运行习惯和环境参数；具备多场景并发推演能力，能够回答“参数改变后的连锁反应”，让AI在虚拟环境中完成千万次低成本试错与寻优。 ATOMS虚拟工厂能够实现多目标全局平衡，在安全与质量约束下，计算出平衡能耗、产量、成本的最佳路径，还会自动过滤不可行方案。最终给工程师提供量化决策依据，如稳健型的节能方案、进取型的增产方案，让决策更科学、更精准。 简单来说，全要素大模型ATOMS能够将真实工厂数据转化为虚拟工厂，在零风险环境中推演最优生产路径，这就是零风险的“虚拟工厂”，为企业生产决策提供强大支撑。 全要素建模：将大模型、小模型和智能体，三者有机结合的统一架构。 大模型：作为核心推理引擎（大脑），驱动全要素建模的智能决策、推理、断点补全等。 小模型：作为原子工具的具体实现（单点执行），处理特定业务节点。 Agent：作为任务分解、工作流编排、并发执行、react的框架（骨架）。 采用“大模型驱动，小模型执行”的混合架构，大模型负责复杂推理，小模型负责精确计算。 ATOMS以大模型为核心推理引擎，通过Agent进行战略规划和编排，并利用深度小模型执行具体业务任务。 全要素建模的核心，是对企业生产运营的全要素进行系统性建模与重构。从战略层面的产品策划、经营规划，到运营层面的生产计划、供应链管理，再到执行层面的工单执行、质量检测，所有环节的要素都能被映射到孪生空间，实现全面数字化。 基于这样的建模能力，全要素模型能够应用在多个场景：智能需求预测、供应链协同仿真、智能DFX、生产插单仿真、故障预警、良率预测等。通过查询、分析、推演、求解等功能，为企业各环节提供智能支持。 我们来看一个实际案例。铝合金的熔铸车间配料成功率非常关键，配料失败的话，熔炼就会产生废品。配料成功率受多重因素影响，一方面是来料成分（铝水、固体废料、合金等），另一方面熔炼炉的实际环境参数（保温炉底余量、扒渣数据等）。现行的配料方式主要是依据经验或简单的计算，无法通盘考量，配料成功率低。全要素大模型解决方案通过模型构建及推演，形成配料表以及下料的时间，能够将配料成功率提升一倍，大幅降低废品率，年产值提升数亿元。同时，通过生产能耗的降低及原料配比成本优化，年节约成本达数百万元。 “宇宙最不可理解之处在于它居然是可以被理解的。”而AI正让我们具备更强的“理解”能力。接下来，我们以AI在工业场景中的具体应用来理解它是如何赋能经济社会各个领域的。 工业革命的红利属于银行家和工程师，信息革命的弄潮儿是数码英雄和知识精英，而AI革命给千行百业都带来了平等的机会。 今天，我们理解人工智能，绝对不能再用“工具思维”看待它，更不能像赵伊凡说的那样“透过后视镜驶入未来”。国务院的《关于深入实施“人工智能+”行动的意见》为我们划定了清晰的发展方向，赵伊凡的文章则用生动的隐喻让我们看清了变革的路径——人工智能作为这个时代的“钢铁”和“蒸汽机”，其发展方向从来不是单纯的提高效率，而是重构个人的工作模式、企业的组织模式、社会的运行模式，是生产力和生产关系的全方位、深层次变革。 当然，这场变革必然会伴随适应的迷茫，就像特大城市的发展会让人暂时迷失方向，但不可否认的是，它带来的是更多的机会、更大的自由，是全新的发展可能。我们能做的，就是跳出固有的思维定式，拥抱这场变革，提升自己的判断力、结构化理解能力和审美品味这些AI难以替代的核心能力，在人机协同的新时代，找准自己的定位。 说到底，人工智能的未来，不是工具的未来，而是重构一切的未来。而我们，正站在这场生产力与生产关系变革的起点，见证并参与着这场改变世界的革命。 6 未来市场规模 最后，我们来对未来风电市场规模进行预测。 这是测算2026年中国风电装机规模的逻辑，针对完成机制电价的省份和未完成机制电价的省份分别进行测算。 对于已完成机制电价竞价的省份，2026年风电装机规模预计达到8513万千瓦。其中，纳入机制电价的风电项目规模约为7009万千瓦，包括进入机制并承诺于2026年并网的项目规模、已完成竞配的海上风电项目，以及将单独竞价的海上风电项目；未纳入机制电价但将可以在2026年开发的风电项目的规模，约为1504万千瓦，包括外送大基地项目中的风电部分，以及源网荷储中的风电部分。 对于尚未完成2026年机制电价竞价的省份，2026年风电装机规模预计约为3494万千瓦。包括：（1）确定机制电量规模但未完成竞配的省份：山东、山西，依据其确定的风电机制电量反推风电装机容量；（2）尚未确定机制电量规模的省份：浙江、西藏、广西、贵州，依据2024年及2025年招投标数据推测2026年装机容量。（3）没有出台机制电价政策的省份：内蒙古，以第三批大基地（内蒙古风电部分）+源网荷储风电部分相加得出。 预计到2026年中国风电新增装机容量会达到1.2亿千瓦。其中，陆上风电为1亿千瓦，海上风电为2000万千瓦。基于风电行业发展趋势与现有建设进度，2026—2028年，中国风电年均新增装机量将稳定在1.2亿千瓦左右，为推动能源结构转型与落实“双碳”目标提供持续动力。 2027年、2028年中国风电新增装机容量预计保持在1.2亿千瓦，陆上风电和海上风电分布为1亿千瓦和2000万千瓦。 2025—2030年中国风电新增装机容量预计在6.04亿~9.79亿千瓦。2024年，全国总发电量为10.09万亿千瓦时，假设2025—2030年总发电量每年按6%的增速增长，预计到2030年总发电量约14万亿千瓦时。根据各个机构预测，到2030年全国煤电装机容量约16.1亿千瓦，水电（含抽水蓄能）约5.9亿千瓦，核电约1.1亿千瓦，气电约2.2亿千瓦。用发电装机容量乘以年利用小时数计算发电量，到2030年煤电、水电、核电、气电的发电量总和约9万亿千瓦时，风、光发电量约5万亿千瓦时。在风、光发电量占比1:1的情况下，2025—2030年风电新增装机容量约6.04亿千瓦。在风、光发电量占比2:1的情况下，2025—2030年风电新增装机容量约9.79亿千瓦。 送给大家一句话，悲观者拥有真理，乐观者拥有未来。 祝所有风能同仁增长收入，祝所有风电企业增长利润，祝风电装机持续增长！ 来源：风能专委会CWEA 秦海岩2026风能新春茶话会演讲节选：人工智能——不止是工具，更是生产关系的重构者 秦海岩2026风能新春茶话会演讲节选：新焦耳秩序与绿色电力人民币——能源转型下的秩序重构 秦海岩：从自行车到自动驾驶：“龙虾”开启AI的“去人化”革命 秦海岩：电是一切：从“双碳”考核到能源转型，读懂未来30年确定性方向 秦海岩：以航运为起点，以能源安全为锚：谈绿色甲醇与绿氨的战略定位与发展路径 秦海岩：以刚性考核锚定能源转型——对中央双碳综合评价考核办法的认识与理解 秦海岩：以风电确立专属经济区经济主权 CWEA